determinacion de la relacion entre descargas atmosf ... · aplicaci´on de la metodolog´ıa de...
TRANSCRIPT
Determinacion de la relacion entre descargasatmosfericas y perturbaciones de corta
duracion (sags y sobretensiones)
I.E. Oscar Javier Murillo Sanchez
Tesis presentada como requisito parcial para optar al tıtulo de:
M. Sc. en Ingenierıa, Ingenierıa Electrica
Director:
Horacio Torres Sanchez
Universidad Nacional de Colombia
Departamento de Ingenierıa Electrica y Electronica
Programa de Investigacion sobre Adquisicion y Analisis de senales PAAS-UN
Bogota, D.C., Colombia
2012
... mil gracias
Este trabajo lo dedico al amor, la confianza y el
esfuerzo de mi madre a la paciencia y el buen
ejemplo de mi padre, el apoyo y el animo que
siempre me ha brindado mi familia.
A Dayana, a mis amigos y a mis companeros
que son mi familia escogida, indudablemente
todo lo que soy se lo debo a ustedes.
La verdad es eterna; el conocimiento, cambian-
te. Confundirlos resulta desastroso.
– Madeleine L’Engle.
Agradecimientos
El autor desea agradecer a la empresa Interconexion Electrica S.A. E.S.P. por suministrar
la informacion proveniente del Sistema de Informacion de Descargas SID, como parte del
convenio de colaboracion con la Universidad Nacional de Colombia, cuyo objetivo es obtener
resultados tangibles en la investigacion de los parametros del rayo.
El autor desea agradecer a la empresa CODENSA S.A. E.S.P. por suministrar la informa-
cion proveniente del sistema de medicion de calidad de potencia del sistema de distribucion
electrica de la ciudad de Bogota, como parte del proyecto de investigacion Innovacion tec-
nologica en identificacion y medicion de clusters de calidad de potencia para Bogota, codigo
1101-467-21787, cofinanciado por COLCIENCIAS y la Universidad Nacional de Colombia.
El autor desea agradecer a the World Wide Lightning Location Network, wwlln.net, una
colaboracion de cerca de 50 universidades e instituciones, por suministrar la informacion de
localizacion de rayos utilizada en este trabajo.
Al Profesor Horacio Torres Sanchez, director de esta tesis y a quien tuve la fortuna de cono-
cer desde el pregrado, gracias por motivarme y guiarme, no solamente a mi sino a toda una
generacion de investigadores, se que todos nuestros logros son tambien logros para ti.
Agradecimientos muy especiales a mis companeros integrantes del Grupo de investigacion
PAAS-UN a Luis Gallego, Andres Pavas, Javier Herrera, Ernesto Perez, a la profesora Es-
trella Parra, a Rafael Martinez, Luis Luna, Ana Marıa Blanco y Miguel Romero, ası como a
todas las personas que conocı y con quienes trabaje allı, son excelentes personas y profesio-
nales, gracias por su ayuda.
vii
Resumen
Se muestra el desarrollo y los resultados de una metodologıa propuesta para la determina-
cion de la correlacion entre descargas electricas atmosfericas detectadas y registradas en una
zona y los hundimientos de tension (sags) registrados en el sistema de distribucion asociado.
Como ejemplo de aplicacion se usa informacion del sistema de localizacion de rayos WWLLN
(wwlln.net), el Sistema de informacion de Descarga SID (propiedad de ISA. S.A. E.S.P.) y
las mediciones de calidad de potencia de CODENSA S.A. E.S.P. en la ciudad de Bogota, para
el ano 2009. Hasta hoy no se han encontrado otras publicaciones que muestren estadısticas
de perturbaciones de calidad de potencia a causa de rayos para una ciudad durante un lapso
comparable. A pesar de las limitaciones en los sistemas usados, los resultados muestran que
en los meses de marzo y octubre la correlacion entre ambos fenomenos es superior al 45%.
Se obtienen porcentajes y estadısticas de la relacion entre rayos y sags que contribuyen a la
cuantificacion de la relacion entre descargas atmosfericas y la calidad de la potencia electrica.
Palabras clave: Sistemas de localizacion de rayos, sags de tension, MySQL
Abstract
This work shows the development and results of a proposed methodology for determining the
correlation between lightning detected and recorded in a zone and voltage sags recorded in
the associated electrical distribution system. As application example is used information from
the WWLLN (wwlln.net) lightning location system, Sistema de Informacion de Descarga
SID (owned by ISA S.A. E.S.P.) and power quality measurements gathered by CODENSA
S.A E.S.P. in the city of Bogota, in 2009. To date, no other publications have found statistics
showing power quality disturbances due to lightning for a city during a comparable period.
Despite the technical limitations in the systems used, the results show that in March and
October the correlation between both phenomena is over 45%. Percentages and statistics
of the relation obtain between beams and sags that contribute to the quantification of the
relation between lightning and the electric power quality.
Keywords: Lightning location systems, voltage sags, MySQL
Contenido
Agradecimientos V
Resumen VII
1. Introduccion 2
1.1. Hundimientos de tension o sags . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
1.2. Descargas electricas atmosfericas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
1.3. Descripcion y alcance de este trabajo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
2. Planteamiento del problema 7
2.1. Introduccion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2.2. Relacion rayos-sags de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
2.2.1. Impactos directos sobre las lıneas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.2.2. Sobretensiones por impacto a objetos cercanos a las lıneas . . . . . . 10
2.3. Principales antecedentes en el estudio de la relacion rayos-sags . . . . . . . . 11
3. Metodologıa de Correlacion 14
3.1. Metodologıa de Correlacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
3.1.1. Tablas de topologıa de la red . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
3.1.2. Scripts “lectura eventos calidad”y “lectura variables calidad” . . . . . 16
3.1.3. Script “lectura eventos rayo” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
3.1.4. Script “seleccion sags” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.1.5. Script “filtro geografico sags” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.1.6. Script “ajuste horario eventos rayo” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.1.7. Script “correlacion” . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
3.1.8. Tablas de resultados de los algoritmos de correlacion . . . . . . . . . 27
4. Analisis de Resultados 28
4.1. Resultados metodologıa de correlacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
4.1.1. Ejemplos de resultados correlacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.1.2. Eventos con correlacion multiple . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
4.1.3. Agrupacion de eventos con correlacion multiple . . . . . . . . . . . . 34
4.1.4. Resultados correlacion, red WWLLN . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
4.1.5. Comparacion de resultados zona rural y zona urbana . . . . . . . . . 42
Contenido ix
4.2. Resultados metodologıa de correlacion, red SID . . . . . . . . . . . . . . . . 45
4.3. Aplicacion de la metodologıa de correlacion para otros tipos de perturbaciones 48
4.3.1. Correlacion swells-rayos red WWLLN . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
4.3.2. Correlacion swells-rayos red SID . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
4.4. Eficiencia de la metodologıa de correlacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
5. Impacto de las interrupciones a causa de rayos sobre la calidad del servicio 54
5.1. Antecedentes de la regulacion de la calidad del servicio . . . . . . . . . . . . 54
5.2. Nuevo esquema para la evaluacion de la calidad del servicio . . . . . . . . . . 56
5.2.1. Calidad del servicio en el STR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
5.2.2. Calidad del servicio en el SDL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
5.2.3. Indices de la Discontinuidad del Servicio . . . . . . . . . . . . . . . . 59
5.2.4. Mecanismos de incentivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.2.5. Impacto de interrupciones debidas a rayos en los nuevos indicadores de calidad 63
6. Perspectivas 66
7. Conclusiones 68
A. Anexo: Sistemas de deteccion y Localizacion de rayos 71
A.1. Tecnologıas y sistemas de localizacion de rayos . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
A.1.1. Red colombiana de informacion de tormenta . . . . . . . . . . . . . . 72
A.1.2. Mediciones Red Colombiana de Informacion de Tormenta RCIT . . . 73
A.1.3. Sistema de Informacion de Tormenta . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
A.1.4. Caracterısticas de las mediciones de localizacion de rayos, red SID . . 76
A.1.5. World wide lightning location network . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
A.1.6. Caracterısticas de las mediciones de localizacion de rayos, red WWLLN 78
A.1.7. LINET, Una red VLF/LF de deteccion de rayos en Europa [1] . . . . 79
A.1.8. LAMPINET Red de deteccion de rayos italiana [1] . . . . . . . . . . 80
A.1.9. Sistemas de localizacion de rayos en Espana [1] . . . . . . . . . . . . 81
A.1.10.Sistema de localizacion de rayos en Brasil RINDAT [1] . . . . . . . . 81
B. Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion 83
B.1. Sags de tension en sistemas de distribucion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
B.1.1. Sags de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
B.1.2. Sags de tension en sistemas trifasicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
B.1.3. Parametros adicionales de los sags de tension . . . . . . . . . . . . . . 87
B.2. Caracterısticas de un sag de tension causado por un rayo . . . . . . . . . . . 88
B.2.1. Simulacion de falla en un circuito por causa de un rayo . . . . . . . . 90
B.2.2. Descripcion del modelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
B.3. Mejoramiento de ındices de PQ en circuitos afectados por rayos . . . . . . . 93
x Contenido
B.4. Monitoreo de calidad de potencia en Colombia . . . . . . . . . . . . . . . . . 97
B.4.1. Antecedentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97
B.4.2. Resolucion 024 de 2005, propuesta regulatoria de calidad de potencia 98
B.5. Sistema de monitoreo de calidad de potencia de CODENSA S.A. E.S.P. . . . 100
B.6. Caracterısticas de las mediciones de calidad de potencia . . . . . . . . . . . . 101
B.6.1. Archivos de reporte de mediciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
C. Anexo: Histograma de numero de sags de tension a causa de rayos 107
Bibliografıa 109
Lista de Tablas
4-1. Registro de localizacion del rayo 537. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4-2. Registro de sags relacionados con el rayo 537. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4-3. Registro de localizacion del rayo 9869. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4-4. Registro de sags relacionados con el rayo 9869. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
4-5. Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, ano 2009. . . . . . . . . . . . . . . . 36
4-6. Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, red WWLLN, ano 2009. . . . . . . . . 37
4-7. Clasificacion de sags producidos por rayos, zona CODENSA . . . . . . . . . 38
4-8. Correlacion sags y rayos discriminada zona Bogota, red WWLLN, ano 2009. . . . 41
4-9. Clasificacion de sags producidos por rayos, zona Bogota . . . . . . . . . . . . 42
4-10.Subestaciones con mayor numero de “eventos de correlacion”, sistema CODENSA S.A. E.S.P.
4-11.Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, red SID, ano 2009. . . . . . . . . . . 46
4-12.Correlacion sags y rayos, zona Bogota, red SID, ano 2009. . . . . . . . . . . . . . 47
4-13.Correlacion swells y rayos, zona cobertura CODENSA, red WWLLN, ano 2009. . 49
4-14.Correlacion swells y rayos, zona cobertura Bogota, red WWLLN, ano 2009. . . . . 50
4-15.Correlacion swells y rayos, zona cobertura CODENSA, red SID, ano 2009. . . . . 51
4-16.Correlacion swells y rayos, zona cobertura Bogota, red SID, ano 2009. . . . . . . 51
A-1. Estructura archivo de reporte de localizacion de rayos, red SID . . . . . . . . 76
A-2. Sumario de caracterısticas red WWLLN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
A-3. Estructura archivo de reporte de localizacion de rayos, red WWLLN . . . . . 78
B-1. Estructura archivo de reporte de mediciones CEL . . . . . . . . . . . . . . . 102
B-2. Estructura archivo de reporte de mediciones ET . . . . . . . . . . . . . . . . 103
B-3. Estructura archivo de reporte de mediciones ET, CODENSA . . . . . . . . . 103
C-1. Histograma de sags de tension a causa de rayos . . . . . . . . . . . . . . . . 108
Lista de Figuras
3-1. Diagrama de flujo script “lectura eventos calidad”. . . . . . . . . . . . . . . 17
3-2. Diagrama de flujo script “lectura variables calidad”. . . . . . . . . . . . . . . 18
3-3. Diagrama de flujo script “seleccion sags”. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3-4. Cobertura de la red de distribucion de CODENSA. . . . . . . . . . . . . . . 20
3-5. Diagrama de flujo script “filtro geografico sags”. . . . . . . . . . . . . . . . . 22
3-6. Diagrama de flujo script “ajuste horario eventos rayo”. . . . . . . . . . . . . 24
3-7. Diagrama de flujo script “correlacion”. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
3-8. Aparte de tabla de resultados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
4-1. Localizacion del rayo 537 y subestaciones afectadas . . . . . . . . . . . . . . . . 30
4-2. Localizacion del rayo 9869 y subestaciones afectadas . . . . . . . . . . . . . . . . 32
4-3. Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, red WWLLN, ano 2009. . . . . . . . . 35
4-4. Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, red WWLLN, ano 2009. . . . . . . . . 37
4-5. Duracion sags a causa de rayos, zona CODENSA. . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
4-6. Puntos de impacto de rayo, zona CODENSA, red WWLLN, marzo 2009. . . . . . 39
4-7. Correlacion sags y rayos discriminada zona Bogota, red WWLLN, ano 2009. . . . 40
4-8. Duracion sags a causa de rayos, zona Bogota. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
4-9. Localizacion de subestaciones afectadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
4-10.Duracion sags a causa de rayos, zona Bogota. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
4-11.Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, red SID, ano 2009. . . . . . . . . . . 46
4-12.Correlacion sags y rayos, zona Bogota, red SID, ano 2009. . . . . . . . . . . . . . 47
4-13.Correlacion swells y rayos, zona cobertura CODENSA, red WWLLN, ano 2009. . 49
4-14.Correlacion swells y rayos, zona cobertura Bogota, red WWLLN, ano 2009. . . . . 50
4-15.Correlacion swells y rayos, zona cobertura SID, red WWLLN, ano 2009. . . . . . 51
4-16.Correlacion swells y rayos, zona cobertura Bogota, red SID, ano 2009. . . . . . . 52
5-1. Funcion de variacion de calidad y banda de indiferencia . . . . . . . . . . . . 62
A-1. Caracterısticas fısicas del sensor de campo electrostatico. . . . . . . . . . . . 73
A-2. Red de Molinos de Campo Electrico de Bogota y la eficiencia de deteccion. . 74
A-3. Sensor LPATS III, Cortesıa: Interconexion Electrica E.S.P. S.A. . . . . . . . 75
A-4. Localizacion de las estaciones de monitoreo de la red WWLLN a 2008. . . . 78
A-5. Mapa con nivel ceraunico para el ano 2008, red WWLLN. . . . . . . . . . . . 78
Lista de Figuras 1
A-6. Mapa de precision en la localizacion de rayos de la red WWLLN. . . . . . . 79
A-7. Localizacion de estaciones en el continente americano, red WWLLN. . . . . . 80
B-1. Descripcion hundimiento de tension o sag. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
B-2. Corriente transitoria durante una falla en un transformador. . . . . . . . . . 89
B-3. Modelo de impacto de rayo sobre un tramo de lınea de distribucion . . . . . 91
B-4. Sobretension y sag de tension en tramo de circuito de MT. . . . . . . . . . . 92
B-5. Sobretension y sag de tension en el lado de baja tension. . . . . . . . . . . . 93
B-6. Grafico duracion magnitud para punto de medida FOB1211. . . . . . . . . . 105
B-7. fig:Grafico duracion magnitud para punto de medida FOB1111. . . . . . . . 106
1. Introduccion
1.1. Hundimientos de tension o sags
Despues de las interrupciones en el suministro, una de las perturbaciones de calidad de poten-
cia que mas afecta a los usuarios del servicio electrico son los sags de tension [2, 3, 4, 5]; este
tipo de perturbacion ocasiona interrupciones en procesos productivos, mal funcionamiento
de equipos electricos, perdida de programacion de dispositivos electronicos, y disminucion
en la vida util de los equipos, etc.
Para reducir el numero de sags de tension que se presentan en un sistema de distribucion,
es necesario estudiar e identificar sus causas, en este sentido los estudios relacionados se han
abordado desde distintos puntos de vista, en muchas ocasiones partiendo del estudio de las
caracterısticas propias del sistema electrico, por ejemplo, estudiando fallas en el sistema, y
determinando en cuales condiciones especiales se pueden presentar sags de tension; sin em-
bargo, no hay que desconocer que existen agentes externos a los propios sistemas que pueden
generar dichas perturbaciones, como por ejemplo, las descargas electricas atmosfericas.
Existen dos normas internacionales que son los principales referentes en relacion con la
definicion y la medicion de sags de tension: la norma IEEE 1159-2009 [6] y la norma IEC
61000-4-30 [7].En la norma IEC 61000-4-30 se cita:
Un sag de tension es una reduccion temporal de la tension en un punto del sistema
por debajo de un valor de referencia.
Una interrupcion es una reduccion de la tension en un punto del sistema por debajo
de un valor de referencia.
Un swell de tension es un aumento temporal de la tension en un punto del sistema por
encima de un valor de referencia.
En la norma IEEE-1159-2009 [6] se menciona:
Un sag, dip o hundimiento de tension de tension es un descenso a un valor intermedio
entre 0,1 y 0,9 de la tension rms a la frecuencia del sistema para una duracion entre
0,5 ciclos y 1 minuto.
1.2 Descargas electricas atmosfericas 3
Las interrupciones se dividen en dos clases:
1. La primera, cuando la tension desciende a un valor menor del 0.1 pu de la tenson
de estado estable por un lapso menor a 1 minuto, en este caso se habla de una
interrupcion momentanea.
2. La segunda, cuando la tension desciende a un valor menor del 0.1 pu de la tension
de estado estable por un lapso mayor a 1 minuto, en este caso se habla de una
interrupcion sostenida
Un swell o elevacion de tension es un incremento en la tension rms a la frecuencia del
sistema con una duracion entre 0,5 ciclos y 1 min., los valores tıpicos son de 1,1 a 1,8
pu.
Como referente nacional se cuenta con la norma tecnica colombiana NTC-5001 [8]: Calidad
de la potencia electrica. Lımites y metodologıa de evaluacion en punto de conexion comun,
publicada en 2008 y en la cual se define un sag como:
Los hundimientos de tension (sags) son reducciones subitas del valor eficaz de la tension
por debajo del 90% y por encima del 10% de la tension declarada, seguido por un
retorno a un valor mas alto que el 90% de la tension declarada, en un tiempo que varıa
desde los 8,33 milisegundos (medio ciclo a 60 Hz) hasta un (1) min.
Las interrupciones en el suministro se subdividen en dos categorıas:
1. Interrupciones de corta duracion (duracion < 1 min), cuando el valor eficaz de la
tension es inferior al 10% de la tension declarada en todas las fases (en el caso
trifasico) con una duracion menor a 1.0 min.
2. Interrupciones de larga duracion (duracion > 1 min), cuando el valor eficaz de
la tension de alimentacion es inferior al 10% de la tension declarada con una
duracion mayor a 1 min.
Las elevaciones de tension (swells) son aumentos subitos del valor eficaz de la tension
por encima del 110% de la tension declarada. Las sobretensiones temporales pueden
durar entre 8.33 milisegundos (medio ciclo) y 1 min.
1.2. Descargas electricas atmosfericas
Aproximadamente mas de 2000 tormentas estan activas alrededor del globo terraqueo en un
momento dado, produciendo aproximadamente 100 descargas electricas atmosfericas por se-
gundo [9]. Muchos investigadores coinciden en que los rayos son una de las causas principales
de las fallas en las lıneas de distribucion electrica [10], ya sea por impactos directos o por
4 1 Introduccion
tensiones inducidas y efectos asociados [11].
Como fuente de perturbaciones electromagneticas, los rayos son causa de problemas en los
sistemas de transmision y distribucion electrica. Uno de los problemas se presenta cuando
ocurre un fallo en el apantallamiento de la lınea, es decir, cuando ocurre un impacto di-
recto sobre una fase de un circuito. Estadısticas para algunos anos y para algunos puntos
especıficos, muestran que en los Estados Unidos los rayos representan el 47% de las fa-
llas en los sistemas de transmision, mientras que en Japon son los responsables de un 60%
a 70% de las fallas [9]; sin embargo, solo hasta ahora se empieza a contar con sistemas de
deteccion y localizacion que ofrezcan mediciones continuas durante varios anos, ver Anexo A.
Un posible dano a causa de los rayos en un sistema electrico proviene de los fenomenos deno-
minados flashover y backflashover, los cuales pueden llevar a una salida de operacion (outage)
por un impacto directo de rayo sobre el cable de guarda o sobre una de las fases. Cuando se
produce el fenomeno de flameo o flameo inverso, la tension producida por el rayo supera el
BIL (basic insulation level) de la red y se produce una descarga disruptiva a traves del aire
o sobre la superficie de un aislante solido1. Este fenomeno a su vez depende de parametros
especıficos de la descarga electrica del rayo, como por ejemplo, la magnitud de la corriente y
la duracion y valor de parametro di/dt de la descarga. Algunas observaciones [12] dan como
conclusion que muchas de las fallas atribuidas a rayos en lıneas de distribucion son debidas
a rayos que impactan en un lugar cercano al circuito. Los rayos tambien pueden producir
danos subestaciones electricas, redes de comunicaciones asociadas, redes de distribucion de
baja tension y sistemas electricos de aviones entre otros.
En Colombia, estadısticas del Sistema de informacion de descargas de ISA muestran que los
rayos causaron un 47% y 69% de salidas en lıneas de transmision para los anos 1996 y 1997
respectivamente [9]. Varios estudios desarrollados tanto a nivel nacional como internacional
han mostrado que los parametros del rayo varıan tanto espacial como temporalmente, esta
hipotesis es el resultado de diferencias halladas entre los valores medios para zona templada
respecto a los valores para zona tropical como es el caso de Colombia, Torres et. al.[13, 14];
al examinar el comportamiento de densidad de descargas a tierra (DDT) en diferentes re-
giones de Colombia, se observan variaciones espaciales y temporales, es decir, algunas zonas
presentan valores mas altos de DDT que otras, pasando desde valores bajos (menores a 1)
a valores maximos (39.9 para Ocana y la zona del Bagre). Lo anterior indica que existe una
mayor incidencia de este fenomeno para Colombia respecto a otros paıses del mundo y por
lo tanto una mayor probabilidad de presencia de los efectos asociados a la descarga [9].
1Es importante mencionar que si bien es la tension un factor determinante, hay factores como, la altitud,la humedad y/o depositos naturales de contaminacion que intervienen en la ocurrencia o no se estefenomeno.
1.3 Descripcion y alcance de este trabajo 5
1.3. Descripcion y alcance de este trabajo
En el trabajo descrito a continuacion se analizan las recientes mediciones de calidad de po-
tencia exigidas por la Comision Reguladora de Energıa y Gas (CREG) desde el ano 2007 a
los operadores de red en Colombia [15]. Se desarrolla una metodologıa para determinar la
correlacion entre los sags de tension que ocurren en un sistema de distribucion y el numero
de rayos que ocurridos y registrados en el area en donde se encuentra este sistema de distri-
bucion. Para lograr este objetivo se hace uso de la informacion proveniente de los sistemas
de medicion de calidad de potencia de CODENSA S.A. E.S.P., El Sistema de informacion
de descargas SID (antigua RECMA), propiedad de Interconexion Electrica S.A. E.S.P. y del
sistema piloto The World Wide Lightning Location Network operado por The University of
Washington.
Actualmente el sector de distribucion electrica se encuentra en una etapa de transicion en
lo relacionado con la metodologıa de evaluacion de la calidad del servicio. La CREG cambia
una regulacion en donde se tienen en cuenta ındices que contabilizan el numero y la du-
racion de las interrupciones que experimentan los usuarios, por una regulacion con nuevos
ındices de calidad de servicio que tienen como base una medida de la energıa no suministrada.
Los nuevos ındices de calidad del servicio se expresan como un ındice de discontinuidad que
relaciona la cantidad promedio de energıa no suministrada por cada unidad de energıa su-
ministrada. En funcion de este ındice cada operador de red sera objeto de la aplicacion de
un esquema de incentivos que hace que se disminuya o se aumente el cargo por uso de los
activos del nivel de tension en cada trimestre de evaluacion. Como complemento se define un
esquema de compensaciones para los usuarios “peor servidos”con el que se busca disminuir
la dispersion de la calidad prestada por el operador de red, garantizando ası un nivel mınimo
de calidad a los usuarios [16].
Como parte de este trabajo se considera evaluar el impacto de las fallas en el sistema de
distribucion a causa de rayos y que estan asociadas a sags en el sistema, a la luz de los nuevos
indicadores de calidad del servicio, teniendo en cuenta la importancia y la nueva filosofıa de
evaluacion de la calidad del servicio del ente regulador colombiano.
A lo largo del desarrollo de este trabajo no se han encontrado estudios comparables en los
que se presenten herramientas o se obtengan estadısticas sobre el numero de sags de tension
que se producen en el sistema por causa de rayos, por lo que, este trabajo se presenta como
uno de los primeros estudios en los que vinculan un estudio de calidad de potencia con las
largas y consolidadas investigaciones en rayos desarrolladas dentro del Grupo de Investiga-
cion PAAS-UN.
6 1 Introduccion
El trabajo desarrollado aprovecha la disponibilidad de informacion de los sistemas de medi-
cion ya mencionados para proponer, implementar y aplicar una herramienta de correlacion
entre los rayos registrados en la ciudad o area de suministro de una empresa de distribu-
cion electrica y los sags de tension registrados por el sistema de calidad de potencia asociado.
La aplicacion y la utilidad de una herramienta, como la que se muestra a continuacion no
es marginal ni meramente academica, puede ser utilizada dentro de una empresa de distri-
bucion para hacer un seguimiento del impacto de un agente externo, como son las descargas
electricas atmosfericas sobre el numero de sags que se registran en su sistema, similar uso
puede ser dado por entes reguladores o academicos. En lo referente a este tema, si bien, no
es completamente aceptado, lo cierto es que muchos estudios apuntan a que los sags son la
perturbacion de la calidad de potencia que mas afecta a los usuarios, por esto, las medidas
encaminadas a la mitigacion de sags pueden mejorarse de una forma importante si se tiene
una claridad sobre las causas de los mismos.
Para la presentacion del trabajo se ha usado el siguiente orden: El planteamiento del problema
se encuentra en el capitulo 2, los capıtulos 3 y 4 contienen la descripcion de la metodologıa
de correlacion junto con la presentacion de los resultados obtenidos. En el Anexo A se
encuentra un resumen sobre los fundamentos de los sistemas medicion de rayos y se explican
las caracterısticas principales de los sistemas de localizacion de rayos empleados tanto en este
trabajo como en otros sistemas usados en el mundo. En el Anexo B se presentan conceptos
basicos sobre calidad de potencia haciendo enfasis en el tema de sags de tension, luego se
presenta un completo resumen de los antecedentes y el estado actual de la regulacion en
calidad de potencia en Colombia y en la parte final del anexo se encuentra la descripcion del
sistema de medicion de calidad de potencia de CODENSA S.A. E.S.P.
2. Planteamiento del problema
2.1. Introduccion
Para el caso de los sistemas electricos y en especial los sistemas de distribucion se presentan
condiciones de funcionamiento especiales que pueden causar desviaciones imprevistas en las
formas de onda de tension y de corriente, estas desviaciones son denominadas perturbacio-
nes de calidad de potencia, por mencionar algunos ejemplos: las maniobras de energizacion o
desenergizacion de algunos equipos de proteccion (seccionadores, reconectadores, interrupto-
res, etc.) producen perturbaciones denominadas de tipo transitorio; mientras que la presencia
de cargas con sistemas de rectificacion genera armonicos de tension y de corriente, conside-
radas como perturbaciones de tipo estacionario.
La clasificacion de las perturbaciones de calidad de potencia es una actividad en la que se ha
trabajado en los ultimos anos y puede ser consultada en documentos emitidos por organiza-
ciones a nivel nacional e internacional, dentro de las cuales vale la pena destacar la IEC una
de las referencias mas comunes usadas en Europa, la IEEE cuyas recomendaciones han sido
adoptadas por muchos paıses de Norte America y Sur America y en el caso de Colombia el
ICONTEC.
La alta incidencia de descargas electricas atmosfericas, la exposicion en la que se encuentran
las lıneas de distribucion y los efectos del impulso electromagnetico del rayo (IER) en los
conductores de las lıneas, han sido temas de investigacion a nivel internacional y nacional
desde hace varios anos, ya que, se busca minimizar los danos y las afectaciones sobre la red.
Algunos de los temas incluyen el estudio de la propagacion del IER en las lıneas de distribu-
cion, el estudio de las fallas que se presentan sobre los circuitos, la formas de mitigar dichos
efectos o la busqueda de estrategias para el mejoramiento de los ındices de confiabilidad y
calidad en los sistemas electricos [12]. Esto ha traıdo como resultado el mejoramiento de los
modelos que describen los fenomenos asociados al rayo, un continuo avance en el conoci-
miento del rayo, que se condensa en la normatividad sobre el tema, los nuevos desarrollos
en sistemas de proteccion contra rayos, y diversas tecnicas empleadas para los sistemas de
deteccion, medicion y monitoreo.
8 2 Planteamiento del problema
2.2. Relacion rayos-sags de tension
Las rayos son un fenomeno natural de tipo electromagnetico y de ocurrencia aleatoria, se
caracterizan por unas magnitudes de tension y corriente en el orden de los kV y los kA,
alcanzando sus valores maximos en cuestion de fracciones de segundo; estas magnitudes de
tension y corriente hacen que los sistemas de distribucion indiferentemente de su localizacion
sean susceptibles a presentar algun tipo de mal funcionamiento debido a su ocurrencia. Exis-
te abundante literatura que da cuenta de las fallas que pueden presentarse en los sistemas
de distribucion a causa del impacto directo de un rayo sobre un circuito, tambien existe
muy buena documentacion que da cuenta que no solamente un impacto directo puede cau-
sar una falla, igualmente, la tension inducida sobre las fases de un circuito, por un rayo que
impacta en las cercanıas de un circuito de distribucion, puede generar una falla en el sistema.
Durante un corto circuito la tension de la lınea en el lugar de la falla cae a un valor cercano
a cero. En ese momento se presentan sobrecorrientes que circulan desde la red hacia el lugar
de la falla y obligan a operar equipos de proteccion como reles, fusibles o protecciones de
sobrecorrientes; durante el tiempo que permanece la falla, este corto circuito sera registrado
en diferentes partes del sistema como un sag de tension [17], ver anexo B, seccion B.2.
En la mayorıa de sistemas de distribucion se han instalado reconectadores, estos equipos
han sido disenados para interrumpir tanto la corriente de falla como la corriente de carga
de un circuito. Los reconectadores pueden ubicarse en secciones (ramales) del circuito o en
la cabeceras de los mismos en las subestaciones y han sido programados para realizar una
secuencia predefinida de recierres en un intento para extinguir la falla y “afectar”de la menor
forma posible al usuario final.
Cada uno de los reclosing o recierres automaticos se han programado con una duracion que
tiene en cuenta caracterısticas propias del circuito, como por ejemplo, el lugar del circuito
en donde se encuentra ubicado, otros elementos de proteccion, etc. Una vez transcurrido el
tiempo de espera luego de la primera apertura del circuito, se supone que ya no permanece la
causa de la falla, y el reconectador cierra el circuito. Si la causa de la falla ya no esta presente,
el reconectador cerrara el circuito y se restaura la alimentacion de las cargas, si la falla
persiste, se seguira con la secuencia de aperturas y cierres programada.
Condiciones que pueden intervenir en el proceso de flameo o flashover
Un flameo puede presentarse incluso a tensiones normales de funcionamiento del sistema, si
se presentan ciertas condiciones de polucion y de contaminacion artificial. por otra parte,
existen condiciones especiales que pueden contribuir a una rapida extincion del arco, una vez
el flameo ha ocurrido, por ejemplo, la madera con la que estan hechas algunas estructuras,
la presencia de descargadores activos de tipo cuerno, o cables con recubrimiento, que entre
2.2 Relacion rayos-sags de tension 9
otros usos pueden evitar descargas progresivas, creeping discharges1.
Los rayos pueden causar flameos por:
Impactos directos sobre las lıneas
Tensiones inducidas a causa de impactos de rayo en lugares cercanos
2.2.1. Impactos directos sobre las lıneas
En el caso de un impacto directo sobre una lınea de distribucion en la gran mayorıa de
ocasiones se produce un flameo. Cuando impacta un rayo sobre la lınea, la impedancia equi-
valente por la que circula la corriente de la descarga es la mitad del valor de la impedancia
caracterıstica de la lınea [12] y una vez el rayo impacta la fase, la corriente del rayo se di-
vidira en dos partes iguales buscando el camino a tierra. Si tenemos en cuenta que un valor
usual de impedancia caracterıstica es 400 ohms y que una corriente de retorno de 40kA es
un valor medido y aceptado para Colombia [18], entonces la magnitud de sobretension que
se obtendra es de 8000kV; este valor es superior al nivel de aislamiento que puede soportar
una lınea de distribucion y de esta forma habra una gran probabilidad de que se presente
un flameo.
Existen expresiones aproximadas que permiten estimar el numero de impactos que reci-
bira una lınea de distribucion, una de las mas utilizada es [12]:
N = Ng ∗
(
28h0,6 + b
10
)
(2-1)
En donde:
N es la proporcion de rayos que impactan (rayos/100km/ano).
Ng es la densidad de descargas a tierra.
h es la altura del conductor mas elevado de la estructura.
b es el ancho de la estructura.
Hay factores que pueden intervenir en la probabilidad de que un circuito de distribucion sea
impactado por un rayo, se cuenta por ejemplo, la altura de los postes en donde se apoyan
los conductores de fase, la ubicacion relativa de objetos altos localizados cerca de los postes,
el efecto corona y la conductividad del suelo. Sin embargo, cerca de un 99% de las ocasiones
un impacto directo sobre una fase, causara un flameo [12], independientemente del nivel de
aislamiento, el espaciamiento entre los conductores, o las condiciones de puesta a tierra.
1Este es un tipo especial de efecto corona, que consiste en que una descarga viaja a lo largo de la superficiedel dielectrico sin que exista una conexion directa a traves de la atmosfera
10 2 Planteamiento del problema
2.2.2. Sobretensiones por impacto a objetos cercanos a las lıneas
Una sobretension en un circuito de distribucion puede presentarse por causa del impulso
electromagnetico de un rayo que impacta en una zona cercana a la lınea y que se acopla
a la red a traves de una impedancia a la red de distribucion. Las magnitudes de tensiones
inducidas aceptadas internacionalmente se encuentran alrededor de un valor a 300kV. En
Colombia, gracias a mediciones sobre 2 circuitos rurales de distribucion, se tienen mediciones
en las que la mayor amplitud registrada ha sido de 47kV mientras que el valor medio de estas
mediciones es 11.4kV [18]. La forma de una onda de una sobretension inducida depende de
la posicion de la lınea, entre otros factores; y el ancho de banda es cerca de la mitad en
comparacion con una descarga tıpica de un rayo.
El calculo preciso de tensiones inducidas requiere de la adecuada escogencia de modelos ma-
tematicos que representen el acople entre el pulso electromagnetico del rayo y los conductores
de la lınea de distribucion. En este sentido en [10] se pueden encontrar avances recientes en
el calculo de tensiones inducidas.
El calculo de tensiones inducidas consiste en una serie de pasos [12]:
1. Seleccion de la localizacion de la descarga electrica, definicion de la(s) magnitudes de
corriente(s) de retorno y de las descargas subsecuentes.
2. Seleccion de la forma de onda de la corriente en la base del canal de la descarga
3. Seleccion de un modelo de la descarga de retorno, para la distribucion de la corriente
a lo largo del canal de descarga.
4. Calculo de las componentes de campo electromagnetico a lo largo de la lınea. Las
componentes normalmente calculadas son la vertical y horizontal, estas componentes
se calculan a partir de las ecuaciones de Maxwell.
5. A partir del calculo de las componentes de campo electromagnetico, se calcula la ten-
sion inducida usando expresiones que modelan el acople entre el campo y a lınea de
distribucion.
6. Una vez calculada la tension inducida, es posible calcular la respuesta del sistema a
una onda de tension de estas caracterısticas. Todos los pasos de la simulacion nor-
malmente se efectuan usando programas especializados para el calculo de transitorios
electromagneticos como por ejemplo EMTP-ATP, PSCAD, etc.
En el estandar IEEE Guide for Improving the Lightning Performance of Electric Power
Overhead Distribution Lines [12] se muestran los principales factores relacionados con el
nivel de aislamiento de las lıneas de distribucion, ası como tambien se muestra una revision
2.3 Principales antecedentes en el estudio de la relacion rayos-sags 11
detallada de los factores que influyen en el comportamiento de las lıneas de distribucion ante
descargas electricas atmosfericas.
2.3. Principales antecedentes en el estudio de la relacion
rayos-sags
Como se ha comentado, son pocos los trabajos en los que se ha tratado de encontrar una
relacion entre los rayos y los sags de tension, a continuacion mencionaremos algunos de los
trabajos consultados mas relevantes con los que se puede definir el estado del arte en el tema.
Si bien no son muchas las publicaciones, los trabajos revisados se caracterizan porque tie-
nen como punto de partida datos provenientes de sistemas especializados de localizacion de
rayos en conjunto con mediciones de calidad de potencia extraıdas de equipos de control
o proteccion, como por ejemplo, reles o reconectadores [19, 20]. Estos equipos de control o
proteccion en muchas ocasiones no son equipos de monitoreo de calidad de potencia, no se
encuentran conectados entre sı y tienen grandes limitaciones para entregar informacion sobre
el comportamiento en general de la red. Las mediciones obtenidas de estos equipos no tienen
un formato estandar de medicion, pueden tener entre sı diferencias en el tipo de variables
que registran y existen diferencias en los forma en que se comunican. El resultado es que se
cuenta con un buen sistema de localizacion de rayos pero con mediciones aisladas de calidad
de potencia.
A nivel nacional se tiene como antecedente un trabajo conjunto entre CODENSA S.A. E.S.P.
y la Universidad de los Andes, en este trabajo [21] se busca inferir la incidencia del clima
en la calidad del servicio y enfocar los recursos de mantenimiento del operador de red de
una manera eficiente; para esto se propone la implementacion de la metodologıa denomina-
da “Weather modelling”[22], aplicada a redes de distribucion. En el trabajo se propone el
desarrollo de un modelo estocastico para identificar y predecir valores esperados de tiempos
de no operatividad para algunos componentes de la red.
La informacion de entrada a la implementacion de la metodologıa “Weather modelling”son
registros historicos sobre la cantidad y el tipo de mantenimiento realizado sobre las redes;
otra de las entradas son registros de fallas en el sistema para el periodo de 2006 a 2009. Los
registros de fallas son clasificados de acuerdo a las condiciones climaticas que fueron registra-
das en el momento en el que ocurrieron, seguramente esta informacion se ha obtenido de las
cuadrillas que atendieron el dano. La influencia de las descargas electricas atmosfericas sobre
el funcionamiento de la red se extrapola unicamente a partir de la informacion proveniente
del mapa por riesgo de rayos para la zona del departamento de Cundinamarca para el ano
1997 [9], obtenido a partir de datos del Sistema de Informacion de Descargas de ISA S.A.
12 2 Planteamiento del problema
E.S.P.
De este trabajo se destaca el reconocimiento de las condiciones de nivel ceraunico de la zona
bajo estudio y como estas pueden ser determinantes como causa de las fallas del circuito,
pero se queda corto al no incluir datos de un sistema de localizacion de rayos, tendencias u
otro tipo de informacion actualizada, probablemente debido al dificultad para obtener infor-
macion mas reciente y por lo tanto, mas confiable.
A nivel internacional se destacan dos publicaciones en las que se aborda directamente el
tema de la correlacion entre sags de tension y rayos, el primero de ellos y probablemente el
mas representativo, “Inferring the correlation between lightning events and voltage dips in
distribution networks”[20]
En el trabajo de Nucci se propone un procedimiento para inferir la correlacion ente rayos y
flameos/sags de tension sobre una red de distribucion. El autor hace uso de datos provenien-
tes de un sistema de localizacion de rayos, complementado con mediciones de transitorios
debidos a maniobras de proteccion y transitorios provenientes de rayos sobre un circuito. El
procedimiento tiene como base el analisis estadıstico y muestra los principales resultados de
la integracion de datos experimentales obtenidos del Italian lightning location system CESI-
SIRF, un sistema de monitoreo con base en reles de proteccion, un sistema de monitoreo
de transitorios inducidos por rayos y el ampliamente conocido codigo LIOV-EMTP. La apli-
cacion del procedimiento es desarrollado sobre un parte de un sistema real de distribucion
localizado en Italia en una zona de alto nivel ceraunico.
El segundo trabajo destacado a nivel internacional, fue realizado por la Corporacion Electrica
de Israel, Israel Electric Corp. [23], esta empresa administra y opera un sistema de localiza-
cion de rayos, igualmente administra y opera el sistema nacional de calidad de potencia de
Israel.
El sistema de deteccion de rayos de israelı inicia su funcionamiento en 1994, tiene como base
la combinacion de los metodos magnetic direction finding y ToA2 y esta compuesto por cua-
tro sensores LPATS-III, un sensor LPATS-IV dos sensores IMPACT/ES y un sensor LS7000.
El sistema de medicion de calidad de potencia fue implementado en 2005 con los objetivos
de suministrar informacion continua sobre las condiciones de calidad de potencia, mejorar
los tiempos de respuesta a reclamos a los usuarios y dar soporte al analisis de eventos rela-
cionados con la calidad de potencia en la red. Los medidores se encuentran distribuidos a lo
largo del paıs ubicados en los puntos de conexion comun con cerca de 250 usuarios en los
2Para una introduccion sobre conceptos relacionados con sistemas de deteccion de rayos se recomienda lalectura del anexo A.
2.3 Principales antecedentes en el estudio de la relacion rayos-sags 13
niveles de media y alta tension. Cada equipo de monitoreo registra y almacena parametros
de calidad de potencia siguiendo las recomendaciones de la norma EN50160, cada unidad
almacena las formas de onda un periodo de tiempo antes y despues de la ocurrencia de pre-
determinadas perturbaciones de calidad de potencia, el sistema de comunicacion empleado
para interconectar los equipos usa una combinacion de redes cableadas y tecnologıa GPRS.
Ambos sistemas, localizacion de rayos y calidad de potencia, se encuentran sincronizados sa-
telitalmente, lo que permite distinguir cuales perturbaciones en el sistema estan relacionadas
con la ocurrencia de un rayo, la integracion de ambos sistemas ha incluido el desarrollo de
aplicaciones que permiten ubicar eventos de calidad de potencia en el sistema y la localizacion
de un rayo todo bajo un ambiente grafico. Los sistemas desarrollados permiten el analisis de
informacion en tiempo real o de registros historicos. Este trabajo se ha enfocado al analisis
de estudios de caso particulares de sags de tension registrados en el sistema de transmision
a causa de rayos, sin embargo, no se tiene informacion sobre estadısticas para un lapso mayor.
Para finalizar esta seccion vale la pena mencionar que la informacion usada en este trabajo
no tiene las limitantes antes mencionadas, ya que, se cuenta con las mediciones continuas y
simultaneas de calidad de potencia y de localizacion de rayos que ofrecen dos sistemas de
medicion especializados cada uno para su tarea. Esto nos permitira obtener resultados no
solo sobre un circuito, sino sobre todo un sistema de distribucion. Sin embargo, al no tener
ningun tipo de acceso a los sistemas de medida, sino solamente a la informacion obtenida y
por tratarse de fenomenos con diferente orden de magnitud de duracion temporal, la meto-
dologıa tiene una serie de limitantes como mas adelante veremos.
3. Metodologıa de Correlacion
El objetivo principal de esta tesis es el desarrollo de una metodologıa para determinar la
correlacion entre los registros de localizacion de rayos y las mediciones de sags de tension;
la metodologıa propuesta requiere de informacion sobre localizacion de rayos para una zona
determinada y las mediciones de calidad de potencia correspondientes para el sistema de
distribucion asociado para esa misma zona.
En terminos generales las mediciones de ubicacion de rayos deben contener como mınimo las
coordenadas de localizacion de la descarga electrica; es importante mencionar desde ahora
que los resultados de la metodologıa dependen fuertemente de caracterısticas como la eficien-
cia en la deteccion y la precision en la localizacion de la descarga electrica. La informacion
de rayos proviene de la red “World Wide Lightning Location Network”, que pertenece y es
manejada por The University of Washington, hacen parte igualmente un conjunto de ins-
tituciones colaboradoras a nivel mundial que estan encargadas de la administracion de las
estaciones de monitoreo que conforman la red alrededor del mundo1.
En el caso de las mediciones de sags de tension, los equipos de medida y las mediciones
deben cumplir los requerimientos acorde a lo mencionado en el norma IEC 61000-4-30. En
este trabajo se conto con las mediciones del sistema de calidad de potencia y la colaboracion
de la Empresa CODENSA S.A. E.S.P.2
En este capıtulo se describira la metodologıa propuesta para la correlacion de rayos y sags
de tension a partir de las mediciones de calidad de potencia y de las mediciones de ubicacion
de rayos para Bogota. Las mediciones de calidad de potencia utilizadas corresponden a
los valores medidos por CODENSA S.A E.S.P., en su sistema de distribucion para dar
cumplimiento a lo requerido por la Comision de Regulacion de Energıa y Gas en la resolucion
024 de 2005 [24]. Los algoritmos desarrollados para determinar la relacion entre rayos y sags
de tension ocurridos en la red de distribucion tienen como base la sincronizacion entre la
causa de la falla: el rayo, y la consecuencia en la red: uno o mas sag de tension; por decirlo
de una forma sencilla, la busqueda de parejas causa-efecto.
1Para una descripcion detallada de la red WWLLN, empleada en este trabajo, ver Anexo A, seccion A.1.52Para una descripcion detallada del sistema de monitoreo de calidad de potencia de CODENSA S.A. E.S.P.ver Anexo B, seccion B.5
3.1 Metodologıa de Correlacion 15
3.1. Metodologıa de Correlacion
La metodologıa de correlacion esta compuesta por una serie de algoritmos disenados para
explorar los registros y aprovechar las caracterısticas de la informacion proveniente de los
sistemas de medicion, son una serie de rutinas logicas disenadas para encontrar registros de
sags de tension cuya ocurrencia coincida temporal y geograficamente con registros de rayos.
Los algoritmos de correlacion fueron escritos para funcionar a la medida de los formatos de
reporte solicitados por la CREG3, de esta forma se logra un menor tiempo de ejecucion,
aunque se pierde un poco de flexibilidad, ya que, no es posible utilizarlos directamente con
una entrada de informacion distinta a los archivos tipo CREG, si se desea implementar una
solucion similar usando mediciones de rayos y mediciones de calidad de potencia provenien-
tes de sistemas de medicion con diferentes formatos, deben realizarse algunos ajustes.
La informacion de entrada de los algoritmos de correlacion son los reportes de mediciones
de calidad de potencia del sistema de CODENSA S.A. E.S.P. reportados a la CREG en
el ano 2009; tambien se ha utilizado informacion sobre la topologıa de la red, la ubicacion
geografica de las subestaciones de distribucion y la informacion con la ubicacion de rayos
para la ciudad de Bogota proveniente de la red WWLLN para este mismo ano.
Los algoritmos de correlacion han sido implementados sobre el lenguaje de programacion
PHP5, se ha usado la base de datos MySQL para la gestion y almacenamiento de la in-
formacion y la ejecucion de los algoritmos se realiza sobre un servidor web APACHE. De
esta arquitectura se obtiene como resultado un procesamiento eficiente los archivos de texto
provenientes de los sistemas de medidas de calidad de potencia y de localizacion de rayos.
Los scripts de correlacion han sido disenados sobre un entorno de administracion y desarrollo
web Linux, las principales ventajas en la utilizacion de este sistema operativo son estabilidad,
acceso al codigo fuente, independencia de proveedor, seguridad, rapidez en la incorporacion
de nuevos adelantos tecnologicos, escalabilidad, interoperatibilidad, la comunidad de desa-
rrollo y la abundante documentacion especializada.
La metodologıa que se explica en este capıtulo se ha aplicado a la zona de cobertura de la
red de CODENSA S.A. E.S.P., recordemos que este operador de red presta el servicio de
energıa en la ciudad de Bogota y la zona rural de Cundinamarca, es claro en todo caso que
con la metodologıa propuesta es posible hacer una analisis diferenciado para la zona rural y
para la zona urbana, esto lo explicaremos con un mayor detalle en el capıtulo 4.
En lo sucesivo de este capıtulo entraremos a revisar cada uno de los algoritmos de correlacion,
sus etapas, los supuestos realizados, al final del capitulo se tendra una idea clara sobre la
3ver Anexo B, seccion B.6.1
16 3 Metodologıa de Correlacion
forma en que se llega a una correlacion entre sags y rayos, dejando el analisis de resultados
para el capitulo 4.
3.1.1. Tablas de topologıa de la red
A partir de diagramas unifilares suministrados por CODENSA S.A. E.S.P., se construyo una
tabla denominada“subs”con el listado e informacion georeferenciada de la ubicacion de las
subestaciones de distribucion, igualmente se construyo una tabla de topologıa que se de-
nomina “conexiones”y que contiene informacion por parejas sobre las conexiones entre las
subestaciones en el mismo nivel de tension y entre niveles de tension inferiores.
De la informacion de estas dos tablas se concluye que el sistema tiene un fuerte enmallado en
el nivel de tension de 115kV , en el nivel de 57,5kV hay un numero reducido de subestaciones
por lo que el enmallado consecuentemente es menor, en los niveles de tension de 34,5kV ,
13,2kV y 11,4kV la topologıa es casi completamente radial.
La informacion contenida en las tablas de topologıa de la red sera utilizada de la red en
procedimientos y filtros posteriores.
3.1.2. Scripts “lectura eventos calidad”y “lectura variables calidad”
Estos son los dos primeros scripts de la metodologıa de correlacion, su funcion es leer y
almacenar la informacion de los archivos de mediciones del sistema de calidad de potencia,
para una descripcion completa de las caracterısticas y estructura de los archivos de texto de
eventos y variables requeridos por la CREG, ver Anexo B, seccion B.6.1.
La primera parte de ambos script de lectura realizan una verificacion de los formatos de
los archivos de texto provenientes del sistema de medicion de calidad y verifica el correcto
almacenamiento de la informacion en la base de datos. La verificacion resulta necesaria, ya
que, se han evidenciado archivos mal formados y con valores erroneos en las mediciones.
En el anexo B seccion B.6.1, en la parte final, se muestran dos ejemplos del tipo de errores
encontrados en los registros de mediciones.
Los archivos de texto provenientes del sistema de medicion de calidad y que almacenan los
eventos de tension son colocados en una ubicacion auxiliar, esta ubicacion es consultada por
el algoritmo para hacer un listado de los archivos que se encuentran almacenados. A partir
de este listado se inicia una lectura de cada uno de los archivos de eventos existentes com-
probando si en cada uno de ellos se encuentran registros, de ser ası, revisa que la informacion
no contenga errores, como por ejemplo, errores en fecha y hora o valores no numericos en
los valores de tensiones en las fases. Una vez un registro de evento de calidad de potencia
3.1 Metodologıa de Correlacion 17
ha superado esta etapa, es almacenado y guardado en la tabla “et”. (Las tablas de la base
de datos en donde se aloja la informacion leıda por los scripts tienen la misma estructura
de los archivos de texto). Finalmente, se crea una llave primaria para los campos de esta tabla.
Una vez el algoritmo finaliza el procesamiento de todos los archivos de texto de eventos, crea
un reporte del proceso, el reporte contiene el numero de eventos de tension o registros de
medicion que se almacenaron exitosamente. Las figuras 3-1 y 3-2 muestran los diagramas de
flujo de los algoritmos de lectura y almacenamiento de las mediciones de calidad y su envıo
a las bases de datos.
Figura 3-1.: Diagrama de flujo script “lectura eventos calidad”.
3.1.3. Script “lectura eventos rayo”
Este script realiza una funcion equivalente a los scripts anteriores pero usando las mediciones
de localizacion de rayos provenientes de la red WWLLN. La informacion adquirida viene
sin ningun procesamiento previo y contiene mediciones para todo el mundo para el ano
2009. Como se ha mencionado, la precision y la eficiencia de deteccion del sistema varıan
dependiendo el punto del planeta en el que se haga la evaluacion, para mas detalles ver Anexo
A seccion A.1.5. En este caso la informacion de la red WWLLN no presenta errores en el
formato, por lo que, este script de lectura es muy sencillo y no realiza ninguna verificacion
de formato. Toda la informacion de rayos es llevada a una tabla denominada “wwlln test”.
18 3 Metodologıa de Correlacion
Figura 3-2.: Diagrama de flujo script “lectura variables calidad”.
3.1.4. Script “seleccion sags”
Luego de la lectura de los eventos de tension se tiene una coleccion completa de eventos de
tension en una tabla, todos los eventos adquiridos por el sistema de calidad de potencia:
sags, swells, desviaciones estacionarias de tension, etc., y otra coleccion de mediciones de
calidad de energıa en otra tabla, ahora es necesario empezar a filtrar la informacion.
En este script se selecciona la coleccion completa de eventos en tension que ocurrieron en el
sistema y que tenemos almacenada en la base de datos; muchos de estos eventos son sags de
tension, sin embargo, hay otros que no lo son. El primer filtro del script busca y almacena
en una tabla distinta unicamente los sags de tension ocurridos en los niveles de tension de
34,5kV . En los niveles de tension de 57,5kV y mas se espera que el nivel basico de aisla-
miento de los equipos sea mayor que las magnitudes de las sobretensiones generadas como
consecuencia de la ocurrencia de un rayo, por lo tanto, los eventos en tension de estos niveles
son descartados.
Por otra parte, debemos tener en cuenta que la estampa de tiempo de los dos sistemas
de mediciones no esta referenciada al mismo sistema horario, debemos entonces realizar un
ajuste en el horario de tal forma que las estampas de tiempo puedan ser comparadas. Para
esto el script ajusta la hora de ocurrencia de cada sag de tension en la red de CODENSA S.A.
E.S.P. convirtiendo la hora registrada al sistema UTC. La figura 3-3 muestra el diagrama
3.1 Metodologıa de Correlacion 19
de flujo del script de seleccion de eventos y ajuste de tiempo UTC.
Figura 3-3.: Diagrama de flujo script “seleccion sags”.
3.1.5. Script “filtro geografico sags”
Luego de la lectura de los rayos reportados por la red WWLLN en el script “lectura eventos
rayo”, en este script se filtran los registros de rayos cuya ubicacion se encuentra, no solo
dentro del area de cobertura de CODENSA S.A. E.S.P., sino tambien cerca a una subesta-
cion de distribucion, a continuacion se explica el procedimiento y las aproximaciones que se
realizan.
De la informacion de rayos presente en la tabla “wwlln test”se deben extraer los sags que
ocurrieron en el area de cobertura de CODENSA S.A. E.S.P., para ello se define un area que
encierra a todas las subestaciones del operador de red, ver figura 3-4. La zona delimitada
por los puntos color rojo en la figura 3-4 es un area aproximada de la cobertura de las redes
20 3 Metodologıa de Correlacion
de CODENSA S.A. E.S.P. El cuadrado que se forma cubre a todas las subestaciones de
distribucion y las fronteras se encuentran separadas por lo menos a 10km de cualquiera de
las subestaciones.
El valor de 10km se ha seleccionado teniendo en cuenta la incertidumbre de deteccion de
la red WWLLN, ademas, casi con seguridad los efectos por el impulso electromagnetico de
rayo sobre la lınea de distribucion a una distancia de 10km son despreciables.
Figura 3-4.: Cobertura de la red de distribucion de CODENSA.
Una vez definidas unas coordenadas de referencia que delimitan el area de cobertura de
CODENSA S.A. E.S.P., el algoritmo busca los rayos que tienen una coordenada que se en-
cuentra dentro del area de referencia. Por funcionalidad en el manejo de la informacion y
con el animo de extraer tendencias en el comportamiento de los rayos sobre el sistema de
distribucion, la informacion se divide por meses, por lo tanto, luego de filtrar los rayos que
ocurren en area de cobertura del operador de red, la informacion se divide y se almacena en
12 tablas, para una facil identificacion de las mismas, se usa un sufijo con el nombre del mes
correspondiente, por ejemplo, “wwlln codensa feb”.
Las tablas con registros de rayos mensuales recien creadas, si bien, han sido filtradas ga-
rantizando que contengan solamente registros de rayos ubicados en el area de cobertura
del operador de red, pueden tener registros de rayos cuyo lugar de impacto no es lo sufi-
3.1 Metodologıa de Correlacion 21
cientemente cerca de los circuitos de distribucion como para generar un problema; es decir,
que la tension inducida a causa del rayo a una lınea de distribucion es menor o insignificante.
Para eliminar estos registros de rayos que no causan problemas, la mejor solucion serıa com-
parar la coordenada de ubicacion de la localizacion del rayo con las coordenadas de cada uno
de los trazados de los circuitos de distribucion, de esta forma podrıa evaluarse si la distancia
de impacto respecto a algun punto del circuito es la adecuada como para generar una tension
inducida que pueda afecta el funcionamiento de los componentes o que pueda sobrepasar el
nivel basico de aislamiento de los equipos del circuito4. Esta opcion no es viable por una
razon, y es que por informacion de CODENSA S.A. E.S.P., el numero de circuitos con un
nivel de tension de 34,5kV , 13,2kV y 11,4kV , es mayor a mil, ademas de este gran numero
de circuitos, se cuenta con trazados georeferenciados solo para algunos de los circuitos de
distribucion pertenecientes a la zona de Bogota.
Como consecuencia, la unica referencia geografica con que se cuenta, es la ubicacion de la
subestacion en donde se encuentran los equipos de monitoreo. Se ha utilizado entonces la
ubicacion de las subestaciones como filtro en la seleccion de datos para la correlacion.
El filtro se aplica de la siguiente forma, por informacion suministrada por personal de campo
de CODENSA S.A. E.S.P., los circuitos de distribucion asociados a una barra no tienen una
distancia lineal desde la subestacion hasta el final del circuito mayor a 5km, esto quiere
decir que si trazaramos un circulo imaginario con un radio de 5km y el centro de este circulo
ubicaramos una subestacion de CODENSA S.A. E.S.P., dentro de este cırculo se ubicarıan
todos los circuitos de distribucion asociados a esa subestacion. Por lo tanto, en este script
se buscan los registros de rayos que hayan ocurrido en Bogota y cuya distancia lineal a
cualquiera de las subestaciones de CODENSA S.A. E.S.P. no sea mayor a 10km, el valor
de 10km se ha usado ya que este es el valor de la incertidumbre en la localizacion del rayo
ofrecida por la red WWLLN. La figura 3-5 muestra el diagrama de flujo para el script “filtro
geografico sags”.
3.1.6. Script “ajuste horario eventos rayo”
Gracias al anterior algoritmo la base de datos de rayos ya ha sido depurada: solo se tienen
en cuenta rayos cuya distancia de impacto haya sido cerca a los circuitos de distribucion.
La base de datos de eventos tiene solamente datos de sags de tension que se registraron en
los circuitos de 34,5kV , 13,2kV y 11,4kV . En este script de ajuste horario de eventos se
ajustaran los formatos de ambos sistemas de medicion para que pueda realizarse el cruce de
4Los equipos de monitoreo de calidad de potencia se encuentran ubicados en las barras de las subestacionesy no estan configurados para que almacenen formas de onda, esta informacion seguramente serıa muyutil en la determinacion de las causas de un sag de tension [25]
22 3 Metodologıa de Correlacion
Figura 3-5.: Diagrama de flujo script “filtro geografico sags”.
3.1 Metodologıa de Correlacion 23
informacion.
En este script se realizan tres procesos, en la primera parte se ajusta la estampa de tiempo
de las tablas de rayos mensuales obtenidas del script “filtro geografico sags”; el ajuste de la
estampa es un proceso necesario porque las estampas de tiempo de las mediciones de rayos
y de sags de tension no tienen el mismo formato, si se comparan los formatos de las tablas
A-3 y B-3 (que se encuentran en los anexos A y B) puede verse que ambos formatos se
pueden comparar solo hasta el rango de minutos, es decir, mientras la mediciones de calidad
de CODENSA S.A. E.S.P. contienen datos de la hora y el minuto de ocurrencia de un sag de
tension, en la informacion del sistema de localizacion de rayos de la red WWLLN, se tiene
ademas informacion de segundos y 4 cifras decimales adicionales.
Para hacer comparables las estampas de tiempo, para reducir el tiempo de ejecucion del
programa y para optimizar el desempeno de la base de datos en las consultas, la estampa
de tiempo de los registros de rayos es truncada hasta la parte de minutos y se elimina la
informacion de los segundos y sus fracciones, de esta forma puede compararse la informacion
de los dos sistemas de informacion.
Una vez las estampas de tiempo son comparables, y se tiene la seguridad de que el rayo
ha impactado en una zona cercana a un circuito de distribucion, debemos determinar a
cuales subestaciones pudo afectar la tension inducida por el rayo (como podra imaginarse
el lector, un rayo puede afectar a una o mas subestaciones/circuitos). Esto lo realizamos
de una forma parecida que en el script anterior: calculamos la distancia que hay desde el
punto de impacto de cada rayo de la tabla “wwlln codensa”hasta cada subestacion de dis-
tribucion, si la distancia es menor a 10km entonces asociamos este rayo con esta subestacion.
Esta parte es necesaria, ya que, por ahora solo se sabe que el rayo impacto por lo menos a
una distancia de 10km de una subestacion, pero no es claro, a cual o cuales circuitos y cuales
subestaciones pudo afectar. Al finalizar esta segunda parte del algoritmo se tiene una tabla
en la que se ha asociado cada rayo con la(s) subestaciones que por encontrarse a menos de
10km del punto de impacto del rayo, pueden tener circuitos de distribucion en los que se
haya registrado un sag de tension.
En la tercera parte del algoritmo se toma el listado de subestaciones que pudieron estar
afectadas por un rayo y se incluyen las subestaciones en el mismo nivel de tension que se
encuentran fısicamente conectadas a estas. Esto se hace debido a la interconexion entre
subestaciones, ya que, en caso de ocurrir una falla o alguna perturbacion de calidad de
potencia en alguno de los circuitos de una subestacion, la perturbacion puede propagarse
a otras subestaciones que se encuentren conectadas. La figura 3-6 muestra el diagrama de
flujo del script “ajuste horario eventos rayo”.
24 3 Metodologıa de Correlacion
Figura 3-6.: Diagrama de flujo script “ajuste horario eventos rayo”.
3.1 Metodologıa de Correlacion 25
3.1.7. Script “correlacion”
Este es el ultimo proceso de la metodologıa, en este script se combina la informacion fil-
trada de los pasos anteriores: Los registros de rayos localizados en la zona de cobertura de
CODENSA S.A. E.S.P. que se encuentran a una distancia de 10km o menos de una subesta-
cion, el listado de subestaciones a las que estos rayos pudieron afectar, bien sea debido a su
cercanıa o por una conexion electrica en el mismo nivel de tension y finalmente la informa-
cion de sags ocurridos en el sistema de distribucion en el nivel de tension de 34,5kV o menos.
La funcion que realiza el algoritmo es la siguiente: Cada rayo cuya ubicacion corresponde
a un lugar dentro de la zona de cobertura de CODENSA S.A. E.S.P. tiene un listado de
subestaciones a las que pudo afectar, bien sea, por su cercanıa o por su conexion directa,
este rayo tiene una estampa de tiempo registrada que ha sido truncada hasta la cifra de
minutos.
Para realizar la correlacion, se ha definido una ventana de tiempo en la cual se esperarıa ob-
servar un sag de tension en el sistema de CODENSA S.A. E.S.P. si es que este ocurrio a causa
de un rayo. La ventana de tiempo es usada porque tenemos una fuente de incertidumbre se
presenta porque las mediciones de calidad de potencia fueron modificadas y procesadas por
el sistema de informacion PI Osisoft [26], (ver Anexo B, seccion B.5) para crear los reportes
que se envıan a la CREG. Al no saber la forma en que se modifica la estampa de tiempo
aparece la fuente de incertidumbre.
El valor que se escoge es 1 minuto porque es el mınimo valor de incertidumbre que tenemos;
con esta ventana de tiempo se espera que los sags de tension que ocurrieron a causa de rayos
puedan identificarse, confiando en que como maximo el error en la sincronizacion de ambos
sistemas sea 1 minuto.
Definida la ventana de tiempo, la funcion que realiza el algoritmo es la siguiente: Toma cada
una de las estampas de tiempo de ocurrencia de rayo que hemos prefiltrado y modificado, y
realiza el calculo la ventana de tiempo en la cual se espera se encuentren los sags de tension
en el sistema, que fueron causados por el rayo; al calcular la ventana de tiempo tendremos
un lımite mayor y un lımite inferior de tiempo, luego usamos estos lımites de tiempo para
hacer una consulta esta vez de tipo geografico no sobre todas las subestaciones sino en las
subestaciones que ya hemos asociado en un script anterior.
Cada una de las coincidencias encontradas se almacenan en una tabla de resultados en la
base de datos y se le asigna un numero identificador de correlacion. El diagrama de flujo de
el script “correlacion”se muestra en la figura 3-7.
26 3 Metodologıa de Correlacion
Figura 3-7.: Diagrama de flujo script “correlacion”.
3.1 Metodologıa de Correlacion 27
Figura 3-8.: Aparte de tabla de resultados.
3.1.8. Tablas de resultados de los algoritmos de correlacion
Luego de la ejecucion de la metodologıa de correlacion, la salida final de los algoritmos es una
tabla que contiene 2 columnas, la primera columna es un identificador de rayo, el segundo
campo es un identificador de sag de tension. Cada pareja de identificadores es un evento de
coincidencia de sag de tension a causa de un rayo. Cada evento tiene un identificador unico
y con este valor es posible acceder a los registros originales de ambos sistemas de medida.
De ahı en adelante y dependiendo del tipo de informacion que almacene el sistema de moni-
toreo bien sea de rayos o de calidad de potencia, es posible realizar cualquier tipo de analisis
complementario.
En la figura 3-8 se muestra un aparte de la tabla de resultados de la correlacion entre rayos
y sags de tension en donde es posible observar la estructura y la informacion que contiene.
En la figura 3-8 si nos fijamos en los eventos 20 a 23 (columna id) se puede observar que los
rayos 203, 204 y 205 tiene asociados los sags de tension 71411 y 71743. Esencialmente este
es el tipo de correlacion que buscamos.
4. Analisis de Resultados
4.1. Resultados metodologıa de correlacion
Luego de la aplicacion de la metodologıa de correlacion sobre las bases de datos de medi-
ciones de calidad de potencia y de localizacion de rayos, se obtienen los resultados que se
presentan en este capıtulo. La salida ultima de los algoritmos de correlacion es una tabla en
la que se identifican y asocian los rayos que impactaron cerca a alguna lınea o subestacion
del sistema y los sags de tension medidos el sistema que fueron causados por rayos. La tabla
de resultados contiene numeros de identificacion unicos tanto para rayos como para sags, los
cuales permiten relacionar cada evento (rayo y sag) con las tablas originales de los sistemas
de medicion, con esto es posible ir directamente a consultar la medicion original que entrega
cada sistema de medida.
Dados los parametros de magnitud y duracion de un sag, la metodologıa desarrollada puede
ajustarse y modificarse para encontrar la correlacion entre rayos y otras perturbaciones de
calidad de potencia que tambien son monitoreadas en el sistema de distribucion de CO-
DENSA S.A. E.S.P., como por ejemplo, swells, interrupciones, desviaciones estacionarias de
tension, etc., esto es posible dado que tanto las mediciones de calidad de potencia como las
mediciones de localizacion y ubicacion de rayos cuentan con el registro de la estampa de
tiempo de la ocurrencia del evento, de esta forma, es posible usar los filtros de tiempo, de
localizacion geografica y todas las herramientas que se presentaron el capitulo anterior.
A manera de segundo ejercicio de aplicacion de la metodologıa desarrollada, durante las
etapas de planeamiento e inicio de actividades de este trabajo se habıa planeado utilizar
las mediciones provenientes del Sistema de Informacion de Tormenta, RCIT1. Sin embargo,
luego de un estudio detallado del avance y los resultados del proyecto se llego a la conclusion
de que la red RCIT fue planificada como un proyecto piloto y en casi todos los aspectos se
trataba de un nuevo desarrollo tecnologico a nivel nacional.
A raız de esto, el sistema no funciono continuamente y necesitaba de continuos ajustes, re-
configuraciones y salidas de funcionamiento. Esta situacion llevo a que no se disponıa de
informacion continua para un periodo de tiempo de meses o anos, por lo que, se decidio no
1Para ver una descripcion completa de las caracterısticas de este sistema ver Anexo A, seccion A.1.1
4.1 Resultados metodologıa de correlacion 29
usar esta informacion. Se espera que en un mediano plazo se alcance un mejoramiento im-
portante de la red y pueda contarse con mediciones continuas por mayores lapsos [27].
En la busqueda de informacion de localizacion de rayos, con la cual fuera posible realizar
una segunda aplicacion de la metodologıa creada y gracias a un convenio academico entre la
Universidad Nacional de Colombia e Interconexion Electrica S.A. E.S.P., fue posible obte-
ner informacion del Sistema de Informacion de Descargas, SID. Desafortunadamente, dadas
algunas situaciones propias del funcionamiento de esta red, no fue posible la obtencion de
informacion para todo el ano 2009, sino solamente para los meses de octubre, noviembre y
diciembre.
Dentro de la informacion obtenida de la red SID se obtuvo acceso a la descripcion de algu-
nas caracterısticas tecnicas de los equipos que conforman la red: tipo de equipos, sensores
empleados, mapas de localizacion y documentos sobre el funcionamiento general de la red,
gracias a esta informacion fue posible usar los registros de rayos junto con las mediciones de
calidad de potencia de CODENSA S.A. E.S.P.
En este capıtulo se iniciara el analisis de los resultados de la metodologıa de correlacion revi-
sando ejemplos particulares y representativos de toda la informacion obtenida, revisaremos
una situacion particular que se detecto y es el caso de eventos con correlacion multiple. Paso
seguido se mostraran los resultados de correlacion por separado para la la ciudad de Bo-
gota y la zona rural que es atendida por CODENSA S.A. E.S.P., empleando las dos fuentes
de informacion de localizacion de rayos: la base de datos de mediciones de rayos de la red
WWLLN y la base de datos de mediciones de rayos de la red SID.
Luego del analisis de la correlacion de rayos y sags de tension sobre el sistema de distribu-
cion de CODENSA S.A. E.S.P. se presentan los resultados de la aplicacion de la metodologıa
desarrollada, pero aplicada al estudio de swells de tension.
Al final del capıtulo se realizara una revision de un tema relacionados con el tema central
de este trabajo, como es el impacto de las interrupciones debidas a rayos sobre la nueva
metodologıa de evaluacion de calidad del servicio definida en la resolucion CREG 097 de
2008 [16].
4.1.1. Ejemplos de resultados correlacion
Al finalizar la ejecucion de la metodologıa de correlacion mostrada en el capıtulo anterior,
se obtiene una tabla en la que se encuentra un listado ordenado compuesto por dos identi-
ficadores: identificadores de rayos que produjeron sags de tension e identificadores de sags
de tension a causa de rayos; los identificadores de sags y de rayos permiten relacionar cada
30 4 Analisis de Resultados
evento (rayo y sag) con las tablas originales de los sistemas de medicion. Para mostrar el tipo
de informacion contenida en la tabla de resultados, a continuacion se presentan dos estudios
de caso, se trata de 2 rayos que generaron sags de tension en el sistema de CODENSA S.A.
E.S.P., son los rayos 537 y 9869, estos rayos ocurrieron en los meses de octubre y noviembre
respectivamente. Revisaremos su ubicacion y los registros de sags del sistema de calidad de
potencia.
Rayo 537
Este primer registro de rayo seleccionado impacta dentro de la ciudad de Bogota en el
barrio Colseguros (Carrera 30 con calle 22). Este rayo tiene asociados 4 sags de tension,
los registros de sags se dieron en las subestaciones: Concordia, Calle 51 y La Paz; estas
subestaciones se encuentran separadas del punto de impacto del rayo a 3,13km, 3,07km y
4,45km respectivamente. Como ayuda visual en la figura 4-1 se ha sombreado en color azul
un cırculo de radio de 10km con centro en el punto de localizacion del rayo para identificar
la zona en la que la metodologıa busca registros de sags de tension. La tablas 4-1 y 4-2
muestran los registros originales consignados por el sistema de localizacion de rayos y el
sistema de calidad de potencia.
Figura 4-1.: Localizacion del rayo 537 y subestaciones afectadas
4.1 Resultados metodologıa de correlacion 31
Id rayo fecha Hora Latitud Longitud537 2009-10-11 21:24:00 4.621 -74.0853
Tabla 4-1.: Registro de localizacion del rayo 537.
id sag Barra fecha hora Vfaser Vfases Vfaset duracion Nivel
70735 CCB1211 2009-10-11 21:23:00 6682.8989 5882.29051 6731.4551 0.33 11.4
71588 CCB1311 2009-10-11 21:23:00 5468.97561 6692.2788 6742.7231 0.31 11.4
70865 CNB1311 2009-10-11 21:23:00 6269.5483 5014.89891 6292.6206 0.03 11.4
70402 LPB134 2009-10-11 21:23:00 18553.0723 15878.80181 19229.3926 0.03 34.5
1 sag de tension.
Tabla 4-2.: Registro de sags relacionados con el rayo 537.
Luego de revisar las estampas de tiempo de los eventos de las tablas 4-1 y 4-2 vemos que
efectivamente existe una coincidencia en la fecha del impacto y los registros de sags, se
observa una coincidencia temporal dada la ventana de tiempo definida, ya que, todos los
sags de tension asociados por la metodologıa se encuentran dentro de una ventana de ± 1
minuto. Al revisar las tensiones registradas, se verifica que 3 de los 4 sags han ocurrido en
la fase s y las tensiones de las dos fases restantes registran valores normales. 3 de los 4 sags
ocurrieron en el nivel de tension de 11,4kV . En la figura 4-1 se observa la localizacion del
rayo y la localizacion de los puntos de registro de calidad de potencia.
Rayo 9869
El segundo rayo escogido como ejemplo es el rayo 9869 ocurrido en el mes de noviembre,
para este registro de rayo la metodologıa ha encontrado 8 sags de tension correlacionados.
Los registros de sags de tension se dieron en las subestaciones: Muna, San Mateo, Tunal
y Usme; en cada una de estas subestaciones se registraron 2 sags de tension, debe tenerse
en cuenta que es posible encontrar varios equipos de registro en una misma subestacion,
especıficamente hay un equipo de medicion de calidad de potencia por cada barra, ya que,
como la resolucion CREG 024 de 2005 [15] lo menciona, deben existir equipos de registro en
todas las barras del sistema.
id rayo fecha Hora latitud longitud9869 2009-11-18 03:00:00 4.497 -74.1868
Tabla 4-3.: Registro de localizacion del rayo 9869.
De la informacion de la figura 4-2 y la tabla 4-4 se encuentra que los circuitos en donde se
produjeron sags de tension estan a menos de 10km del punto de impacto registrado para el
rayo, igualmente se verifica la coincidencia temporal y espacial en los registros de calidad
32 4 Analisis de Resultados
Figura 4-2.: Localizacion del rayo 9869 y subestaciones afectadas
4.1 Resultados metodologıa de correlacion 33
de potencia y de rayos. Las subestaciones afectadas pertenecen a los niveles de tension de
34,5kV y 11,4kV , los resultados muestran que la mayorıa de sags ocurrieron en la fase t y
que la duracion de los sags de tension es practicamente la misma para todos los registros.
id sag Barra fecha hora Vfaser Vfases Vfaset duracion Nivel
80280 MUB1234 2009-11-18 03:00:00 17355.34381 19332.7773 19592.5527 0.07 34.5
80307 MUB1134 2009-11-18 03:00:00 19963.5801 20140.2344 17380.88671 0.05 34.5
80526 SMB13B1411 2009-11-18 03:00:00 6164.1401 6379.958 4452.91161 0.07 11.4
81391 SMB11B1211 2009-11-18 03:00:00 6179.4248 6120.9854 3218.68411 0.05 11.4
80678 TUB1111 2009-11-18 03:00:00 6690.4502 6765.458 2946.16581 0.07 11.4
80851 TUB1211 2009-11-18 03:00:00 6453.3823 6472.6245 5269.71781 0.05 11.4
80275 UMB1111 2009-11-18 02:59:00 4690.86671 6318.3501 6311.2539 0.05 11.4
80561 UMB1511 2009-11-18 02:59:00 5432.74321 6409.9697 6413.8999 0.07 11.4
1 sag de tension.
Tabla 4-4.: Registro de sags relacionados con el rayo 9869.
4.1.2. Eventos con correlacion multiple
Antes de mostrar los resultados de la metodologıa de correlacion revisaremos algunos grupos
de rayos y sags en donde se presenta la coincidencia de varios de ellos. Denominamos un
evento con correlacion multiple, cuando uno de los rayos encontrado por la metodologıa tie-
ne asociados varios sags de tension o cuando aparece un sag de tension asociado a varios rayos.
La primera situacion ocurre cuando un rayo encontrado con esta metodologıa tiene asociados
varios sags de tension, puede ocurrir porque ha ocurrido una falla en el sistema de distri-
bucion y el hundimiento de tension que se genera es registrado en varios puntos del sistema
por diferentes equipos de calidad. Esta es una situacion completamente predecible y bajo
ciertas condiciones puede decirse que ocurre con relativa frecuencia, en este caso, es claro
que la perturbacion se ha propagado a varios puntos de la red.
La segunda situacion ocurre cuando hay un sag de tension que es detectado por la meto-
dologıa y esta asociado a varios rayos, la explicacion es un poco menos intuitiva y su causa
puede ser la multiplicidad de una descarga, veamos por que puede darse: La ventana de
tiempo de 1 minuto que se uso en los algoritmos de correlacion para superar el problema de
la sincronizacion temporal de las mediciones de ambos sistemas es un factor que en cierta
medida puede introducir error a la metodologıa.
Durante un lapso de 1 minuto es posible que alguna vez se presenten varios impactos de
rayo en un area relativamente pequena, por ejemplo 1km2, de este grupo de rayos, si solo
uno de ellos ha generado una sobretension sobre la red con la magnitud y las condiciones
34 4 Analisis de Resultados
necesarias para generar un flameo y finalmente generar una falla en el sistema, el registro
o los registros de sags de tension que se almacenan en la base de datos tendran la misma
estampa de tiempo. La estampa de tiempo es igual para todos estos eventos (sags y rayos)
y como ya sabemos, no es lo suficientemente precisa para distinguir a cual de los rayos ocu-
rridos durante el lapso de 1 minuto se encuentra asociado (ver tabla B-3); por lo tanto, los
algoritmos de correlacion asociaran un sag de tension o un grupo de sags de tension no a
un solo rayo sino al grupo de rayos que ocurrieron dentro de la ventana de tiempo de 1 minuto.
En todo caso debemos tener en cuenta que aunque contaramos con registros de calidad
de potencia con valores mas precisos en la estampa de tiempo que permitieran diferenciar
exactamente a cual rayo debe asociarse un sag de tension, si no se tiene un sistema de
localizacion de rayos que sea capaz de entregar ubicaciones con alta precision, siempre se
presentara el mismo problema. En la medida en que el area de incertidumbre que ofrece el
sistema de localizacion de rayos sea grande, la probabilidad de que se presenten varios rayos
sobre una gran zona de analisis, tambien se incrementara.
4.1.3. Agrupacion de eventos con correlacion multiple
Para tener en cuenta lo mencionado en el numeral 4.1.2, se han agrupado todos los rayos cla-
sificados como eventos con correlacion multiple, de tal forma que se representen o se cuenten
como un unico “evento de correlacion”sin importar cuantos sags generaron, por ejemplo, si
se han correlacionado 2 rayos con un unico sag de tension, en las estadısticas no se contaran
2 rayos como causantes de sags de tension sino solamente uno.
De igual forma, se han agrupado los sags de tension que cumplen la caracterısticas de ser
un evento con correlacion multiple, para que sean contados como un solo “evento de co-
rrelacion”sin importar el numero de rayos asociados, por ejemplo, si un unico rayo se ha
correlacionado con 2 o mas sags, se contara como registro que solamente 1 sag de tension
fue causado por rayos.
Esta agrupacion propuesta nos permitira analizar por separado y obtener estadısticas sobre
sags de tension y rayos, ya que los resultados que se obtienen luego de la aplicacion de los
algoritmos de correlacion son parejas rayo-sag (en algunos casos no seran parejas sino grupos
rayos-sag, rayo-sags o rayos-sags).
4.1.4. Resultados correlacion, red WWLLN
Siguiendo con el analisis de resultados obtenidos por la metodologıa de correlacion, a conti-
nuacion analizaremos el conjunto completo de eventos en los que se determino que un rayo
4.1 Resultados metodologıa de correlacion 35
ha sido la causa de un sag de tension.
Figura 4-3.: Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, red WWLLN, ano 2009.
En la figura 4-3, se muestran los resultados generales de correlacion entre rayos y sags de
tension para todo el conjunto de datos analizados, es decir, la zona rural y urbana atendida
por CODENSA S.A. E.S.P., el eje de valores x muestra los meses del ano y el eje y muestra
el numero de eventos, llamamos a un evento al conjunto de sag(s) de tension y rayo(s) corre-
lacionado(s). La curva identificada como “BD Sags CODENSA”muestra el numero total de
sags de tension registrados por el sistema de calidad de potencia en la red de distribucion.
La curva denominada “BD rayos WWLLN, CODENSA”muestra el numero total de rayos
detectados por la red WWLLN para la misma zona de cubrimiento. La curva “Correlacion
rayos-sags”muestra el numero de parejas rayo-sag de tension que fueron encontradas en la
base de datos por los algoritmos de correlacion.
La figura 4-3 muestra resultados importantes, el comportamiento bimodal del numero de
rayos que se registran en la zona rural y urbana cubierta por CODENSA S.A. E.S.P., mas
especıficamente la zona de Cundinamarca. Este tipo de tendencia es similar al comporta-
miento publicado en [18] para la misma region entre los anos 1970 a 2001. En [18] se explica
este comportamiento con base en el desplazamiento de la zona de confluencia intertropical
para la region andina.
Al revisar la curva “BD Sags CODENSA”de la figura 4-3 se puede observar que los registros
de sags de tension se incrementan para algunos meses en el primer y segundo semestre
del ano (marzo y noviembre). Aunque a la fecha no se han publicado tendencias sobre el
numero de sags que se registran en la redes de distribucion de algun operador de red, en la
literatura se reconoce a los rayos como una causa importante de fallas y sags en los sistemas
de distribucion. Con base en los resultados de la correlacion que se presentan en la figura
36 4 Analisis de Resultados
4-3 es posible presumir una relacion entre ambos fenomenos.
BD sags BD rayos Correlacion % correlacion
completa1 completa2 rayos-sags rayos-sags
enero 8901 1712 644 7,24%
febrero 10967 3695 2562 23,36%
marzo 8664 9130 4126 47,62%
abril 7922 2707 896 11,31%
mayo 8043 2502 2200 27,35%
junio 5769 748 135 2,34%
julio 5732 102 46 0,80%
agosto 5365 461 22 0,41%
septiembre 7037 487 189 2,69%
octubre 7327 3975 1733 23,65%
noviembre 5649 9713 1898 33,60%
diciembre 6454 4783 1981 30,69%
Total 87830 40015 16432 18,75%1 Detectados por red de calidad de potencia CODENSA.2 Detectados por la red WWLLN en la zona de cobertura CODENSA.
Tabla 4-5.: Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, ano 2009.
Un primer analisis muestra que se presentan valores de correlacion altos para los meses de
febrero, marzo y mayo para el primer semestre del ano, para el segundo semestre del ano
en octubre, noviembre y diciembre. Otro resultado que muestra la figura 4-3 es el numero
de parejas rayo-sag de tension correlacionados para cada uno de los meses del 2009 y que
fueron determinadas por la metodologıa propuesta. En la tabla 4-5, se han reproducido los
datos de la figura 4-3 para mostrar las estadısticas exactas. Dadas las restricciones y filtros
utilizados y explicados en el capıtulo 3 de este documento, en la ultima columna de la tabla
4-5 se ha calculado el porcentaje de numero de sags de tension que se correlacion con la
ocurrencia de rayos.
De acuerdo con la explicacion del numeral 4.1.3, se han denominado como “eventos de corre-
lacion”a rayos y a sags indistintamente, esto puede llevar a confusiones. Para hacer claridad
en la denominacion propuesta, consideremos a un grupo de rayos que ocurrieron en un mo-
mento determinado y generaron un sag de tension en el sistema de distribucion, de este grupo
de rayos tenemos la certeza que al menos uno de ellos genero un sag de tension, serıa incorrec-
to incluir en las estadısticas de correlacion a todo el grupo de rayos, sabiendo que pudo ser
solo 1 de estos rayos el que genero sags de tension, por esta razon, se decide contar solamen-
te una vez a este grupo de rayos y denominar a este grupo como un “rayo generador de sags”.
4.1 Resultados metodologıa de correlacion 37
El analisis anterior puede extenderse al caso de un grupo de sags que fueron generados por
un rayo. De forma similar al caso anterior de este grupo sags de tension o como inicialmente
los denominamos “eventos de correlacion”se tiene la certeza que uno de ellos fue generado
por un rayo, por lo tanto, incluirlos a todos dentro de las estadısticas puede considerarse
como incorrecto, se decide entonces agrupar al grupo de sags para que sea contado como un
solo evento y lo denominados como “sag generado por rayo”. En la figura 4-4 y en la tabla
4-6 se muestran los resultados ya filtrados con la nueva denominacion.
Figura 4-4.: Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, red WWLLN, ano 2009.
BD sags BD rayos Rayos que Sags generados % rayos que % sags generados
completa completa generan sags1 por rayos2 generan sags1 por rayos2
enero 8901 1712 233 276 13,61% 3,10%
febrero 10967 3695 832 861 22,52% 7,85%
marzo 8664 9130 1138 810 12,46% 9,35%
abril 7922 2707 336 416 12,41% 5,25%
mayo 8043 2502 543 642 21,66% 7,99%
junio 5769 748 50 91 6,68% 1,58%
julio 5732 102 12 34 11,76% 0,59%
agosto 5365 461 16 20 3,47% 0,37%
septiembre 7037 487 51 113 10,47% 1,61%
octubre 7327 3975 595 678 14,97% 9,25%
noviembre 5649 9713 701 455 7,22% 8,05%
diciembre 6454 4783 851 289 17,79% 4,48%
Total 87830 40015 5358 4685 13,39% 5,34%
1 Detectados por la red WWLLN en la zona de cobertura CODENSA.2 Detectados por red de calidad de potencia CODENSA.
Tabla 4-6.: Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, red WWLLN, ano 2009.
38 4 Analisis de Resultados
Los resultados de las tablas 4-5 y 4-6 nos muestran el resumen general del ejercicio de
correlacion, mientras en la primera tabla se obtiene un vision global de la correlacion de
ambos fenomenos y el porcentaje que representa sobre la cantidad total de sags y rayos que
se registran en el sistema de CODENSA S.A. E.S.P., en la segunda tabla se propone una
discriminacion de los eventos correlacionados.
Vale la pena destacar la importante incidencia de las descargas electricas atmosfericas sobre
el numero sags de tension que se registraron en el sistema de distribucion de CODENSA S.A.
E.S.P., durante los meses de marzo, octubre noviembre y diciembre. Igualmente se observa
que en promedio es mayor la proporcion de rayos que generan sags, que el promedio de sags
que son generados por rayos.
La tabla 4-7 muestra una clasificacion de los sags de tension generados por rayos de acuerdo
al numero de fases afectadas. Se destaca el hecho de que 2821 sags (el 60, 21% del total)
consistieron en la caıda de tension en una de las fases mientras las otras dos registraron una
tension normal; 1069 sags (el 22, 82% del total) consistieron en la caıda de tension en dos
fases permaneciendo la tercera fase normal y 732 (el 15, 62% del total) consistieron en una
caıda de tension en las tres fases.
Tipo Cantidad %Sag fase R, fases S y T normal 1108 23,65%Sag fase S, fases R y T normal 777 16,58%Sag fase T, fases R y S normal 936 19,98%Sag fase R y fase S, fase T normal 370 7,90%Sag fase R y fase T, fase S normal 294 6,28%Sag fase S y fase T, fase R normal 405 8,64%Sags en las tres fases 732 15,62%Otros tipos de sag 63 1,34%Total 4685 100,00%
Tabla 4-7.: Clasificacion de sags producidos por rayos, zona CODENSA
La figura 4-5 muestra una curva de porcentaje acumulado de la duracion de los sags cau-
sados por rayos en la zona de cobertura de CODENSA S.A. E.S.P., el eje de valores x esta
en escala logarıtmica, se encuentra que 4439 sags (el 94, 75% del total) tienen una duracion
menor a 1 segundo; 201 sags (el 4, 29% del total) tienen una duracion entre 1s y menor a
10s y finalmente 45 sags (el 0, 96% del total) tienen una duracion mayor a 10s.
La figura 4-6 muestra la localizacion geografica de los rayos que generaron sags en el sistema
de distribucion para el mes de marzo, los puntos de impacto de los rayos no presenta una
tendencia o agrupacion definida, luego de analizar la ubicacion de los impactos de rayo para
todos los meses no se obtuvo conclusiones importantes, por lo que no se profundiza mas en
este aspecto.
4.1 Resultados metodologıa de correlacion 39
Figura 4-5.: Duracion sags a causa de rayos, zona CODENSA.
Figura 4-6.: Puntos de impacto de rayo, zona CODENSA, red WWLLN, marzo 2009.
40 4 Analisis de Resultados
Resultados para la ciudad de Bogota
Hasta este punto su muestra el analisis de resultados luego de la aplicacion de la herramien-
ta de correlacion para el conjunto completo de informacion del sistema de distribucion de
CODENSA S.A. E.S.P., La region analizada comprende gran parte del territorio pertene-
ciente al departamento de Cundinamarca, la extension del departamento es de 24,210km2
albergando una poblacion de 2′517, 215 habitantes, por su parte la ciudad de Bogota tiene
una extension de 307,36km2 y alberga una poblacion de 7′363,782km2 2.
Las caracterısticas de ambas zonas son bastantes distintas por lo que vale la pena realizar
un analisis por separado. Iniciaremos este estudio mostrando resultados especıficos para la
ciudad de Bogota. La figura 4-7 muestra la curvas de correlacion entre rayos y sags para la
ciudad de Bogota, se presenta el numero de rayos que generan sags y el numero de sags que
fueron generados por rayos.
Figura 4-7.: Correlacion sags y rayos discriminada zona Bogota, red WWLLN, ano 2009.
El primer aspecto antes de analizar las curvas es prestar atencion a la curva denominada “BD
sags Bogota”, ya que, se encuentra referenciada al eje derecho mientras las otras tres curvas
restantes se encuentran referenciadas al eje izquierdo, esta diferenciacion se ha realizado por
la gran diferencia en el numero de sags de tension registrados por el sistema de calidad de po-
tencia, en comparacion con los menores valores registrados tanto de rayos como de “eventos
de correlacion”. La curva denominada “BD rayos WWLLN, Bogota”muestra el numero de
rayos registrados en la ciudad de Bogota, tiene la misma tendencia bimodal que la grafica 4-4.
Se observa que el numero de sags de tension que fueron generados por rayos y el numero de
rayos que generan sags de tension es significativamente menor que los resultados presentados
2Datos DANE 2005
4.1 Resultados metodologıa de correlacion 41
en la seccion 4.1.4. Esto se debe a que el area de la ciudad de Bogota es mucho menor que el
departamento completo llevando a que el numero de rayos registrados sea menor; ademas, la
extension y la densidad de circuitos y en general del sistema de distribucion de CODENSA
S.A. E.S.P. es mucho mayor; en resumen, en este caso se ha reducido el area que es tenida
en cuenta en el registro de rayos pero el tamano del sistema de distribucion no se reduce
en la misma proporcion. La tabla 4-8muestra los resultados de la figura 4-4 en forma tabular.
BD sags BD rayos Rayos que Sags generados % rayos que % sags generados
Bogota Bogota generan sags1 por rayos2 generan sags1 por rayos2
enero 2797 60 2 22 3,39% 0,79%
febrero 3328 290 28 153 9,66% 4,60%
marzo 3001 519 46 89 8,86% 2,97%
abril 3180 114 3 5 2,63% 0,16%
mayo 3176 95 35 68 36,84% 2,14%
junio 2017 20 3 13 15,00% 0,64%
julio 2086 4 0 0 0,00% 0,00%
agosto 3028 0 0 0 0,00% 0,00%
septiembre 2948 5 0 0 0,00% 0,00%
octubre 3241 272 70 233 25,74% 7,19%
noviembre 2980 254 29 187 11,42% 6,28%
diciembre 2626 137 18 9 13,14% 0,34%
Total 34408 1770 234 779 13,23% 2,26%
1 Detectados por la red WWLLN en Bogota.2 Detectados por red de calidad de potencia CODENSA en Bogota.
Tabla 4-8.: Correlacion sags y rayos discriminada zona Bogota, red WWLLN, ano 2009.
En la ciudad de Bogota se registraron un total de 779 sags generados por rayos en el ano
2009, en la tabla 4-9 se muestra la clasificacion de estos eventos de acuerdo a la fase en
que ocurrio el sag de tension. Los resultados muestran que 628 sags (el 80, 61% del total)
consistieron en la caıda de tension en una de las fases mientras las otras dos registraron una
tension normal; 107 (el 13, 74% del total) sags consistieron en la caıda de tension en dos
fases permaneciendo la tercera fase normal y 43 (el 5, 52% del total) consistieron en una
caıda de tension en las tres fases.
La figura 4-8 muestra una curva de porcentaje acumulado de la duracion de los sags causa-
dos por rayos en la zona de cobertura de la ciudad de Bogota, el eje de valores x tiene escala
logarıtmica. Haciendo un analisis de las duraciones de estos eventos se encuentra que de los
779 sags asociados a rayos en Bogota, 768 sags (el 98, 6% del total) tienen una duracion
menor a 1 segundo, la duracion de los restantes 11 sags (el 1, 41% del total) esta entre 1s
y 23s. Si comparamos el analisis de duraciones de los sags generados por rayos ocurridos en
42 4 Analisis de Resultados
Tipo Cantidad %Sag fase R, fases S y T normal 197 25,29%Sag fase S, fases R y T normal 183 23,49%Sag fase T, fases R y S normal 248 31,84%Sag fase R y fase S, fase T normal 36 4,62%Sag fase R y fase T, fase S normal 26 3,34%Sag fase S y fase T, fase R normal 45 5,78%Sags en las tres fases 43 5,52%Otros tipos de sag 1 0,13%
Total 779 100,00%
Tabla 4-9.: Clasificacion de sags producidos por rayos, zona Bogota
Bogota versus los sags ocurridos en la zona rural de CODENSA S.A. E.S.P. se tiene que en
su gran mayorıa los eventos tienen una duracion menor a 1 minuto.
Figura 4-8.: Duracion sags a causa de rayos, zona Bogota.
Finalmente, luego de comparar los porcentajes de rayos que generaron sags y los sags que
fueron generados por sags de las tablas 4-8 y 4-6, se encuentra que los meses en donde se
presentan los mayores valores de correlacion son los mismos, sin embargo los porcentajes
no se mantienen y apenas son comparables, los meses que muestran el mayor porcentaje
de rayos que general sags de tension son mayo, octubre, noviembre y diciembre. Debido
al reducido numero de rayos registrados para la ciudad de Bogota, el porcentaje de sags
que fueron generados por rayos es muy bajo, en este caso la metodologıa muestra que so-
lo el 2,26% de los sags que ocurrieron en la ciudad de Bogota en 2009 fueron debidos a rayos.
4.1.5. Comparacion de resultados zona rural y zona urbana
Terminaremos el analisis de resultados correspondiente a la red de localizacion de rayos
WWLLN, mostrando algunos estadısticas obtenidas luego de la comparacion de la correlacion
4.1 Resultados metodologıa de correlacion 43
sags-rayos para las zonas rural y urbana atendidas por CODENSA S.A. E.S.P.
Un aspecto importante en el analisis es la obtencion y comparacion de zonas o circuitos que
presentaron los mayores valores de correlacion entre sags de tension y rayos. Para determinar
estas zonas, se han agrupado los resultados de acuerdo a la barra en donde fueron registrados
los sags de tension producidos por rayos. El resultado se muestra en la tabla 4-10. En esta
tabla se listan las 10 subestaciones, ordenadas de mayor a menor, en las que mas “eventos de
correlacion”se presentaron, en esta tabla regresamos al concepto de “eventos de correlacion”.
Numero Zona rural total eventos Zona Urbana total eventos1 JU 717 FO 972 TR 353 CC 773 FC 311 GG 584 PE 304 SA 545 LM 296 LP 516 CX 161 SF 497 CO 115 CS 498 EB 114 CT 469 PT 102 CN 3710 VN 97 CU 18
Tabla 4-10.: Subestaciones con mayor numero de “eventos de correlacion”, sistema CO-DENSA S.A. E.S.P.
Si bien no es posible mostrar la ubicacion exacta, ni el nombre de las subestaciones presentes
en la tabla 4-10, el dato mas importante a parte de los dos anteriores es que las subestaciones
que se encuentran en este “top 10”, no se encuentran dispersas por todo el territorio, sino
que se encuentran concentradas. En el caso de la ciudad de Bogota, la agrupacion se da en
la zona central de la ciudad, mientras que en el caso de la zona rural, las 5 subestaciones
que tienen el mayor numero de sags de tension a causa de de rayos, se encuentran en la zona
de Rionegro en Cundinamarca, lugar en el se han establecido condiciones especialmente al-
tas de actividad electrica atmosferica [28] [29], en la figura 4-9 se muestra una localizacion
aproximada dentro del departamento de Cundinamarca.
Al comparar los valores de correlacion registrados en la zona rural y en la zona urbana se
encuentra una diferencia de magnitud importante, mientras los valores mas altos registrados
en la zona urbana son aproximadamente 100 eventos “eventos de correlacion”, en la zona
rural se encontraron mas de 700 registros.
La informacion consignada en las tablas 4-6 y 4-8 muestra que se tienen 234 rayos ocurridos
en Bogota que generaron 779 sags de tension. En promedio cada uno de los rayos que afecta-
ron al sistema electrico urbano produjeron 3, 33 sags de tension, sin embargo, en Bogota solo
un poco mas del 2% de los sags de tension son causados por rayos. En la zona rural de
CODENSA S.A. E.S.P. hubo 5358 rayos que generaron 4685 sags de tension. En promedio
44 4 Analisis de Resultados
Figura 4-9.: Localizacion de subestaciones afectadas.
cada uno de los rayos que afectaron al sistema electrico rural produjeron 0,87 sags de tension,
para esta misma zona aproximadamente el 5% de los sags de tension son causados por rayos.
Aunque en Bogota el numero de rayos es menor, se observa que debido a la densidad de las
lıneas de distribucion en la zona urbana, un rayo que ocurra en la ciudad afectara mas al
sistema de distribucion que un rayo que impacte en la zona rural. Por otra parte, en la zona
rural aunque se presenta una mayor cantidad de rayos que afectan a las lıneas de distribu-
cion, en promedio cada rayo afecta en una menor medida que en la zona urbana.
La figura 4-10 muestra una curva en escala logarıtmica del numero de sags de tension que
se presentan en el sistema de CODENSA S.A. E.S.P a causa de un rayo. El eje x muestra el
numero de sags que ha generado el rayo, el eje y muestra el numero de sags que generadon un
determinado numero de sags; por ejemplo, el primer punto de la curva “Frecuencia”muestra
que en total 2168 rayos generaron 1 sag como mınimo. La informacion de la curva “%
acumulado ”muestra que del grupo de rayos que generaron sags, el 40% genero 1 sag en el
sistema, el 90% generaron menos de 6 sags de tension y menos del 1% generaron mas de 26
sags.
4.2 Resultados metodologıa de correlacion, red SID 45
Figura 4-10.: Duracion sags a causa de rayos, zona Bogota.
4.2. Resultados metodologıa de correlacion, red SID
Como se explico en el capıtulo 3 la metodologıa presentada en este trabajo permite encon-
trar la correlacion entre sags de tension causados por rayos y es aplicable a informacion de
mediciones proveniente de un sistema de localizacion de rayos y de un sistema de medicion
de calidad de potencia cualquiera, siempre y cuando se realicen algunos ajustes especıficos en
los algoritmos de realizaran el analisis de la informacion. La verificacion y el posible ajuste
se hacen necesarios en orden de que los algoritmos de correlacion se ajusten al formato en
que se encuentren las mediciones disponibles.
A manera de segundo ejemplo de aplicacion, en esta seccion se presentaran los resultados
obtenidos luego de la aplicacion de los algoritmos de correlacion usado la informacion pro-
veniente del Sistema de Informacion de Descarga SID3 en conjunto con las mediciones de
CODENSA S.A. E.S.P., para establecer, bajo la base de fuentes de informacion diferentes,
valores de correlacion entre sags de tension y rayos.
Los cambios realizados sobre los algoritmos de correlacion no se extienden mas alla de la
identificacion de los campos de las nuevas mediciones (informacion extra que puedan capturar
los sistemas de medicion utilizados). En la figura 4-11 y la tabla 4-11, se muestran los
resultados generales de correlacion entre rayos y sags de tension usando la informacion del
sistema SID y las mediciones de calidad de potencia de la red completa de CODENSA S.A.
E.S.P., para los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2009.
3para ver una descripcion completa de las caracterısticas del sistema SID, ver Anexo A, seccion A.1.3
46 4 Analisis de Resultados
Figura 4-11.: Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, red SID, ano 2009.
BD sags BD rayos Rayos que Sags generados % rayos que % sags generados
completa completa generan sags1 por rayos2 generan sags1 por rayos2
octubre 7327 5333 284 335 5,33% 4,57%
noviembre 5649 4148 115 302 2,77% 5,35%
diciembre 6454 1163 68 71 5,85% 1,10%
Total 19430 10644 467 708 4,39% 3,64%
1 Detectados por la red SID en la zona de cobertura CODENSA.2 Detectados por red de calidad de potencia CODENSA.
Tabla 4-11.: Correlacion sags y rayos, zona CODENSA, red SID, ano 2009.
Luego de comparar el numero de rayos localizados por las redes SID y WWLLN, para el
mismo periodo de tiempo, se encuentra que el numero de rayos registrados por la red SID
es menor, ya que, mientras en la red WWLLN se tiene un registro de 18471 rayos, en la red
SID han registrado 10644 rayos para el mismo periodo de tiempo, aproximadamente un 42%
menos rayos capturados por la red SID.
Al comparar los valores de rayos que generan sags mes a mes, se encuentra una diferencia
significativa en la correlacion: mientras en la correlacion CODENSA-SID no se sobrepasa
el 6% como porcentaje de rayos que generan sags, en la correlacion CODENSA-WWLLN,
durante los tres ultimos meses del ano, se presentan valores entre el 7% y 17, 79%.
Cuando comparamos los porcentajes de sags que fueron generados por rayos la situacion no
es muy distinta: en cada uno de los tres meses en los cuales es posible realizar la compara-
cion, los valores de correlacion que se obtuvieron para la correlacion CODENSA-WWLLN
siempre fueron mayores que en el caso CODENSA-SID. Con base en estos resultados y la
falta de estudios con los cuales pueda realizarse una comparacion, en este momento no es
posible explicar este comportamiento.
4.2 Resultados metodologıa de correlacion, red SID 47
Segun las tablas de estadısticas para las mediciones de la red CODENSA-SID, se tienen 467
rayos ocurridos en Bogota que generan 708 sags de tension dentro de la red de alimentacion
de CODENSA S.A. E.S.P, cada rayo que afecto al sistema sags produjo 1, 52 sags en prome-
dio.
Figura 4-12.: Correlacion sags y rayos, zona Bogota, red SID, ano 2009.
BD sags BD rayos Rayos que Sags generados % rayos que % sags generados
Bogota Bogota generan sags1 por rayos2 generan sags1 por rayos2
octubre 3241 300 67 140 22,33% 4,32%
noviembre 2980 118 12 178 10,17% 5,97%
diciembre 2626 21 2 3 9,52% 0,11%
Total 8847 439 81 321 18,45% 3,63%
1 Detectados por la red SID en Bogota.2 Detectados por red de calidad de potencia CODENSA en Bogota.
Tabla 4-12.: Correlacion sags y rayos, zona Bogota, red SID, ano 2009.
La figura 4-12 y la tabla 4-12 muestran los resultados de correlacion obtenidos con la
informacion de mediciones de las redes CODENSA-SID, pero analizando solamente a la
ciudad de Bogota. En este caso, al comparar los porcentajes de correlacion que se obtienen,
se observa el mismo comportamiento que en caso del analisis de datos de la red SID para toda
la zona de cobertura de CODENSA S.A. E.S.P.: Tanto en el numero de sags que generan
rayos, como el numero de sags que fueron generados por rayos, los valores mas altos de
correlacion se obtienen del cruce de mediciones de las redes WWLLN-CODENSA.
48 4 Analisis de Resultados
4.3. Aplicacion de la metodologıa de correlacion para
otros tipos de perturbaciones
La metodologıa de correlacion puede ser aplicada sin mayor dificultad para encontrar la co-
rrelacion entre descargas electricas atmosfericas y otros tipos de perturbaciones de calidad de
potencia, ya que en terminos generales, se espera que los rayos causen perturbaciones con un
tiempo de inicio y una duracion determinadas, es decir, perturbaciones con una ocurrencia
aleatoria, como por ejemplo, sags, swells, eventos transitorios, interrupciones, etc.
Con base en lo anterior, las mediciones de calidad de potencia de distintas perturbaciones
pueden emplearse en conjunto con las mediciones de un sistema de localizacion de rayos
para establecer la participacion de los rayos como causa de estas perturbaciones de calidad
de potencia.
Las mediciones que realizan los operadores de red en Colombia ofrecen la informacion nece-
saria para realizar un ejercicio de correlacion con los rayos, como se menciona en la resolucion
CREG 024 de 2005 [24], los parametros que deben ser registrados por los sistemas de registro
de los operadores de red incluyen sags, swells, interrupciones, desviaciones estacionarias de
tension, PST, entre otros, de esta forma, la herramienta de correlacion propuesta en este
trabajo permite establecer la correlacion de los rayos no solamente con sags de tension, sino
con otro tipo de perturbaciones, en la siguiente seccion se presenta un ejemplo de aplicacion.
4.3.1. Correlacion swells-rayos red WWLLN
A continuacion mostraremos los resultados obtenidos empleando la metodologıa de correla-
cion aplicada a determinar la correlacion entre swells de tension y rayos. Los cambios hechos
sobre los algoritmos de correlacion no son muy grandes, basta con revisar el diagrama de
flujo del script de correlacion “sags codensa.php”de la figura 3-3 y se puede observar que el
cambio realizado consiste en buscar swells de tension en la base de datos de mediciones de
calidad en lugar de sags de tension.
La figura 4-13 y la tabla 4-13, muestran los resultados generales de correlacion entre rayos
y swells de tension. Los porcentajes de correlacion rayos y swells de tension y rayos son bas-
tante bajos para la zona de cobertura de CODENSA S.A. E.S.P., a esta conclusion podemos
llegar cuando se comparan los valores de correlacion sags-rayos (Tabla 4-6) y swells-rayos
(Tabla 4-13). Sin embargo, debemos tener en cuenta que el numero de rayos permanece
constante para el ano 2009 registrandose 40015 rayos, mientras la base de datos de eventos
de calidad de potencia se reduce, de tener 87830 sags, la base de swells solo contiene 27260,
una reduccion casi del 70% en el numero de eventos.
4.3 Aplicacion de la metodologıa de correlacion para otros tipos de perturbaciones 49
Figura 4-13.: Correlacion swells y rayos, zona cobertura CODENSA, red WWLLN, ano 2009.
BD swells BD rayos Rayos que Swells generados % rayos que % swells generados
completa completa generan swells1 por rayos2 generan swells1 por rayos2
enero 2347 1712 28 19 1,64% 0,81%
febrero 2730 3695 104 150 2,81% 5,49%
marzo 2056 9130 303 115 3,32% 5,59%
abril 2120 2707 44 22 1,63% 1,04%
mayo 2700 2502 153 131 6,12% 4,85%
junio 1698 748 30 13 4,01% 0,77%
julio 2070 102 1 1 0,98% 0,05%
agosto 2743 461 1 1 0,22% 0,04%
septiembre 2510 487 1 1 0,21% 0,04%
octubre 1751 3975 134 139 3,37% 7,94%
noviembre 1925 9713 54 67 0,56% 3,48%
diciembre 2610 4783 78 25 1,63% 0,96%
Total 27260 40015 931 684 2,21% 2,59%
1 Detectados por la red WWLLN en la zona de cobertura CODENSA.2 Detectados por red de calidad de potencia CODENSA.
Tabla 4-13.: Correlacion swells y rayos, zona cobertura CODENSA, red WWLLN, ano 2009.
Aunque los porcentajes de correlacion swells-rayos comparados con los porcentajes de corre-
lacion sags-rayos son significativamente mas bajos, llama la atencion que los meses del ano
en donde se presentan los valores mas altos de correlacion swells-rayos son los meses de mayo
y octubre. En estos meses se encuentra que el porcentaje de rayos que generan swells es de
6,12% y de 3,37% respectivamente, y los porcentajes de swells causados por rayos son del
4,85% y del 7,94% respectivamente; por lo menos, en el caso de rayos que generan swells se
observa nuevamente una tendencia bimodal.
La figura 4-14 y la tabla 4-14 muestran los resultados de correlacion entre swells y rayos
obtenidos con la informacion de las redes WWLLN-CODENSA para la ciudad de Bogota.
50 4 Analisis de Resultados
Figura 4-14.: Correlacion swells y rayos, zona cobertura Bogota, red WWLLN, ano 2009.
BD swells BD rayos Rayos que Swells generados % rayos que % swells generados
Bogota Bogota generan swells1 por rayos2 generan swells1 por rayos2
enero 1203 60 0 0 0,00% 0,00%
febrero 1407 290 8 39 2,76% 2,77%
marzo 1183 519 10 40 1,93% 3,38%
abril 1208 114 2 1 1,75% 0,08%
mayo 1457 95 0 0 0,00% 0,00%
junio 695 20 0 0 0,00% 0,00%
julio 727 4 0 0 0,00% 0,00%
agosto 1190 0 0 0 0,00% 0,00%
septiembre 1409 5 0 0 0,00% 0,00%
octubre 642 272 19 41 6,99% 6,39%
noviembre 1003 254 13 32 5,12% 3,19%
diciembre 1086 137 4 1 2,92% 0,09%
Total 13210 1770 56 154 3,16% 1,17%
1 Detectados por la red WWLLN en Bogota.2 Detectados por red de calidad de potencia Bogota.
Tabla 4-14.: Correlacion swells y rayos, zona cobertura Bogota, red WWLLN, ano 2009.
Luego de revisar la figura 4-14 y la tabla 4-14 se observa que el porcentaje mas alto de
correlacion se presenta en el mes de octubre, alcanzando un valor de 6, 99%, otros valores
de correlacion mayores que cero se presentan en los meses de febrero marzo y noviembre, los
demas porcentajes de correlacion entre swells y rayos son mınimos o nulos.
4.3.2. Correlacion swells-rayos red SID
Para terminar esta seccion, la figura 4-15 y la tabla 4-16 muestran los resultados de corre-
lacion ente swells y rayos que se obtienen luego de analizar la informacion proveniente de las
4.3 Aplicacion de la metodologıa de correlacion para otros tipos de perturbaciones 51
redes SID-CODENSA, en la toda la zona de cobertura de CODENSA S.A. E.S.P.
Figura 4-15.: Correlacion swells y rayos, zona cobertura SID, red WWLLN, ano 2009.
BD swells BD rayos Rayos que Swells generados % rayos que % swells generados
completa completa generan swells1 por rayos2 generan swells1 por rayos2
octubre 1751 5333 4 18 0,08% 1,03%
noviembre 1925 4148 1 25 0,02% 1,30%
diciembre 2610 1163 0 0 0,00% 0,00%
Total 6286 10644 5 43 0,05% 0,68%
1 Detectados por la red SID en la zona de cobertura CODENSA.2 Detectados por red de calidad de potencia CODENSA.
Tabla 4-15.: Correlacion swells y rayos, zona cobertura CODENSA, red SID, ano 2009.
La figura 4-16 y la tabla 4-16 muestran los resultados de correlacion ente swells y rayos que
se obtienen luego de analizar la informacion proveniente de las redes SID-CODENSA, para
la ciudad de Bogota.
BD swells BD rayos Rayos que Swells generados % rayos que % swells generados
Bogota Bogota generan swells1 por rayos2 generan swells1 por rayos2
octubre 642 300 1 3 0,33% 0,47%
noviembre 1003 118 1 25 0,85% 2,49%
diciembre 1086 21 0 0 0,00% 0,00%
Total 2731 439 2 28 0,46% 1,03%
1 Detectados por la red SID en Bogota.2 Detectados por red de calidad de potencia Bogota.
Tabla 4-16.: Correlacion swells y rayos, zona cobertura Bogota, red SID, ano 2009.
52 4 Analisis de Resultados
Figura 4-16.: Correlacion swells y rayos, zona cobertura Bogota, red SID, ano 2009.
4.4. Eficiencia de la metodologıa de correlacion
Con base en los anteriores resultados y teniendo en cuenta las limitaciones de los sistemas
de medicion resulta compleja la tarea de establecer un valor de precision o exactitud de
los resultados obtenidos con la metodologıa propuesta, sin embargo, a partir de las espe-
cificaciones de los sistemas de medida utilizados, y algunos estudios comparativos sobre el
desempeno del sistema de localizacion de rayos WWLLN, que han sido referenciados a lo
largo de este documento, se puede realizar algun tipo de aproximacion.
Los resultados obtenidos de correlacion, son los mas precisos que se pueden obtener dadas
las caracterısticas de los sistemas de medicion disponibles hoy por hoy; ya hemos menciona-
do que los sistemas de informacion de mediciones de calidad de potencia y de localizacion
de rayos tienen algunas limitaciones tanto en la dimension temporal como en la dimension
espacial, analicemos un poco estos dos detalles.
Un primer acercamiento para establecer el nivel de eficiencia del sistema de localizacion de
rayos WWLLN, es presentado en [30], en este trabajo los autores analizan la precision de
la red WWLLN con respecto a la dimension temporal, la localizacion y la corriente pico
de los rayos localizados por la red de localizacion “Red brasiena integrada, RINDAT”4. El
periodo de comparacion fue de 4 dıas en marzo de 2003 y para entonces la red WWLLN
contaba con 11 receptores alrededor del mundo; los resultados muestran que la red WWLLN
reporta apenas un 0,3% de los rayos detectados por la red RINDAT con una precision de
20,25± 13,5km y 0,06± 0,2ms.
Trabajos recientes han encontrado que la eficiencia de la red WWLLN depende fuertemente
de la magnitud de la corriente pico y la polaridad de la descarga, tambien se ha encontra-
4caracterısticas generales acerca de esta red son descritas en el anexo A, seccion A.1.10
4.4 Eficiencia de la metodologıa de correlacion 53
do una dependencia importante en la deteccion durante los ciclos diurno y nocturno en los
distintos continentes [31]. Aunque para 2009 el numero de sensores aumento (al momento
de la realizacion de este trabajo la red WWLLN contaba con 38 estaciones) y se realizo un
cambio en los algoritmos de deteccion que ha permitido casi duplicar el numero de rayos
detectados por al red, si asumimos que en Colombia se tienen valores similares de deteccion
que en Brasil, en todo caso se espera que la eficiencia en la deteccion no sea superior al 5%
[31].
Si se revisa la informacion de las mediciones de calidad de potencia, de la lectura de la
resolucion CREG 024 de 2005 [15], puede concluirse que los sags de tension registrados en
la base datos de CODENSA S.A. E.S.P. corresponden a las perturbaciones que han sido
medidas en las barras asociadas a cada uno de los circuitos en la subestacion, por lo que,
es muy posible que no todos los sags de tension que ocurren a lo largo del circuito sean
“vistos”o registrados en la cabecera del circuito, y por lo tanto, pueden no ser registrados
en el sistema de medicion de perturbaciones de calidad de potencia. Desafortunadamente
no se han encontrado estadısticas o valores indicativos del numero de sags de tension que
se registran en un circuito y el numero de sags de tension que realmente se presentan sobre
un circuito, con los cuales sea posible extrapolar el numero de sags que no alcanzan a ser
registrados en la cabecera de un circuito de distribucion.
5. Impacto de las interrupciones a causa
de rayos sobre la calidad del servicio
La cuantificacion del impacto de las interrupciones causadas por descargas atmosfericas so-
bre los ındices de la calidad del servicio establecidos por la resolucion CREG 097 de 2008 es
una actividad extensa, y si bien en este capıtulo no daremos una respuesta definitiva a un
estudio de tales caracterısticas, si se mostraran y analizaran aspectos relevantes, que desde
un punto de vista conceptual pueden dar una claridad sobre como este tema impacta los
indicadores de calidad recien definidos por la CREG.
Como paso inicial para abordar este problema se requiere una revision de los anteriores
indices definidos por la CREG y una comparacion contra los nuevos, propuestos por la nueva
metodologıa de evaluacion de calidad del servicio, pero sobre todo, entender los objetivos
y los supuestos iniciales definidos para ambos esquemas regulatorios. A continuacion se
presentaran brevemente las caracterısticas principales de los esquemas definidos por la CREG
para la medicion de la calidad del servicio tanto en el esquema anterior como para la nueva
propuesta.
5.1. Antecedentes de la regulacion de la calidad del
servicio
En Colombia la comision de regulacion de energıa y gas, entidad adscrita al ministerio de
minas y energıa es la encargada de determinar las reglas de juego del sector de electrico,
esto incluye la reglamentacion de la calidad del servicio y la calidad de energıa que se su-
ministra a los usuarios. Tambien existe un ente especıfico, la Superintendencia de Servicios
Publicos Domiciliarios, quien es la encargada de fiscalizar y velar por el cumplimiento de los
lineamientos definidos por la CREG, la SSPPD tiene las herramientas que permiten imponer
obligaciones sobre las empresas de distribucion electrica.
El esquema vigente de calidad del servicio vigente hasta 2008 consistıa en el control a dos
ındices de duracion y numero de interrupciones:
Indice de duracion equivalente de las interrupciones del servicio a nivel de circuito
5.1 Antecedentes de la regulacion de la calidad del servicio 55
DESc, el cual se obtiene acumulando el tiempo en horas, de las interrupciones del
servicio en un circuito durante el ultimo ano.
Indice de frecuencia equivalente de las interrupciones del servicio a nivel de circuito
FESc, el cual se obtiene acumulando el mınimo de interrupciones del servicio en un
circuito durante el ultimo ano.
En terminos de estos ındices se medıa la calidad del servicio prestado por un OR, sin embar-
go, no todas las interrupciones afectaban los valores de estos indicadores, ya que, se habıa
definido un grupo de interrupciones que eran excluidas de este calculo, como son: las inte-
rrupciones menores de tres minutos, los racionamientos programados del sistema electrico
nacional, las interrupciones por seguridad ciudadana y las interrupciones del servicio por
incumplimiento del contrato de servicio y los eventos de fuerza mayor, el conjunto de in-
terrupciones pertenecientes al grupo de los eventos de fuerza mayor contenıa una serie de
interrupciones que se consideraba no eran gestionables ni controlables por parte del OR.
El incumplimiento de metas impuestas para los valores de los indicadores por parte de los
OR, implicaba el pago de compensaciones a los usuarios. Las compensaciones se calculaban
con base en el costo del primer escalon de costos mınimos de racionamiento que calcula la
Unidad de Planeacion Minero Energetica (UPME) y se refiere al costo del esquema optimo de
racionamientos programados para ahorrar un nivel determinado de energıa e incluye la sus-
pension del servicio a los usuarios que muestran una menor valoracion de la energıa, en horas
y dıas en donde se pueda ahorrar mayor cantidad de energıa infringiendo el menor costo [32].
Aunque la CREG ha realizado multiples cambios al esquema de calidad del servicio1, los
indicadores DESc y FESc aun siguen siendo el indicador de calidad de servicio para un gran
numero de OR en el paıs.
Con el inicio del periodo regulatorio 2008 - 2013 la CREG realizo un estudio de diagnostico
de la calidad de servicio prestado por los OR en Colombia, para este diagnostico se uso la
base de datos de calidad del servicio sobre los indicadores que fueron reportados al Sistema
unico de Informacion, SUI, correspondiente a alimentadores y transformadores de todos los
SDL, entre los anos 2005, 2006 y 2007. Las conclusiones del estudio y que son presentadas a
continuacion fueron el punto de partida para el diseno del nuevo esquema2.
Se encuentra que el nivel de calidad suministrado por los OR a sus usuarios no es el
mismo, aunque se observan algunas tendencias que agrupan a la mayorıa de empresas.
1ver resoluciones CREG 025 de 1999, 089 de 1999, 043 de 2000, 058 de 2000, 074 de 2000, 096 de 2000, 159de 2001, 113 de 2003, 008 de 2004, 103 de 2004
2Para revisar los resultados completos del estudio de diagnostico, ver el Documento CREG 071- Metodologıade distribucion 2008 - 2013.
56 5 Impacto de las interrupciones a causa de rayos sobre la calidad del servicio
Aun cuando el nivel de calidad del servicio prestado por los OR ha venido mejorando
a traves de los anos, es claro que la mayorıa de ellos puede obtener mejores resultados.
Se observa que el esquema regulatorio del 2003 a 2007 si bien generara mejorıas en la
calidad del servicio, no es suficiente para la toma de decisiones gerenciales necesarias
para alcanzar los niveles esperados en todos los OR.
Se observa que las herramientas utilizadas para medir, registrar y reportar los eventos
del sistema deben tender a la automatizacion de la captura de la informacion y de la
operacion de las redes, con el fin de que cualquier esquema de calidad que se implemente
se base en informacion veraz y confiable.
Se considera importante disenar una regulacion que brinde los incentivos suficientes
para que los niveles de calidad del servicio prestado en el SDL se mejoren perma-
nentemente, garantizando en todo caso que los usuarios reciban una calidad mınima
establecida.
Teniendo en cuenta que el desempeno de cada empresa depende en gran parte de las
particularidades de su red, la nueva propuesta regulatoria debe garantizar y otorgar
incentivos a cada OR de acuerdo con su situacion particular.
5.2. Nuevo esquema para la evaluacion de la calidad del
servicio
La CREG se decidio por un nuevo esquema para la regulacion en el tema de la calidad del
servicio, con el animo de asegurar un esquema confiable y que se acercara mas a las condi-
ciones reales de suministro e inicio una revision bibliografica sobre regulacion internacional
sobre la calidad del servicio. La revision incluyo varios paıses latinoamericanos, en ellos los
esquemas de calidad tienen similitudes importantes al anterior esquema de calidad colom-
biano, se trata de regulaciones con base en compensaciones por incumplimiento de una meta
de calidad establecida.
En los paıses de la union europea se encuentra que la mayorıa usan una combinacion de
esquemas de incentivos y penalizaciones de acuerdo a la calidad media brindad por cada
empresa, los incentivos se dan a las empresas en la medida que tengan mejoras en la cali-
dad, por el contrario si lo que se observa es una desmejora en las condiciones de calidad se
tendra entonces una penalizacion. Tambien se encuentran algunos esquemas complementa-
rios que incluyen compensaciones a los usuarios que registran unos niveles de calidad por
debajo de un lımite establecido.
5.2 Nuevo esquema para la evaluacion de la calidad del servicio 57
Los esquemas de incentivos y penalizaciones revisados tienen como base la calidad promedio
que cada empresa ofrece a sus usuarios y una medicion precisa de las interrupciones del
servicio. El objetivo es lograr una mejora permanente de los niveles de calidad media de cada
empresa, sin descuidar que a los usuarios a nivel individual, se les pueda garantizar un nivel
mınimo de calidad. La exclusion de interrupciones no esta completamente estandarizada, en
algunos casos no hay exclusiones, en otras se tienen algunas exclusiones pero bajo ciertos
criterios.
5.2.1. Calidad del servicio en el STR
El nuevo esquema establecido por la CREG pretende aplicar el modelo de calidad de servicio
de los paıses de la union europea en combinacion con modelos ya usados en esquemas regula-
torios anteriores a los sistemas de distribucion electrica colombianos. Como primera medida
se crea un esquema diferenciado de calidad para los STR y para los SDL. Para los STR
se establecen mecanismos de compensacion por incumplimiento de metas en las siguientes
situaciones:
Ajuste de metas por no reporte de eventos y por consignaciones de caracter nacional
no programadas.
Inclusion en el calculo de equipos que estan operando con una capacidad menor a la
nominal
Remuneracion temporal de un activo
Compensacion por energıa no suministrada
Luego de la aplicacion de los mecanismos de compensacion, se ha establecido un lımite de
valores a compensar, en el caso de los STR, el valor a descontar en un mes cualquiera a un
OR, por concepto de compensaciones por el incumplimiento de las metas, no podra superar
el 20% del acumulado para los mismos doce meses del ingreso mensual regulado para un
OR, si esta situacion se presenta, se le liquidara al OR el 80% del ingreso mensual regulado y
esta situacion puede ser causal de intervencion por parte de la superintendencia de servicios,
por no prestar el servicio con la calidad debida.
5.2.2. Calidad del servicio en el SDL
En el caso de los SDL el objetivo regulatorio es garantizar la continua mejora de la calidad
del servicio, se espera que en el mediano plazo, el nivel de calidad media de el sistema de
distribucion de cada OR supere los niveles historicos de calidad que ha brindado, hasta un
punto maximo donde dicha mejora sea eficiente, esto se hace posible al permitir que los OR
58 5 Impacto de las interrupciones a causa de rayos sobre la calidad del servicio
sean analizados individualmente, de esta forma, se consideran las acciones que se emprenden
para mejorar la calidad del servicio de su sistema de distribucion y se incentiva su mejorıa.
El incentivo consiste en que la gestion adelantada hacia futuro se reconocera como un mayor
ingreso para el OR en funcion del mejoramiento de la calidad alcanzado. Por el contrario, la
falta de gestion hacia futuro sera reconocida como un menor ingreso para el OR en funcion
del desmejoramiento observado.
El concepto mas importante en este esquema ya no es el numero y la duracion de las in-
terrupciones, sino un nuevo indicador denominado energıa no suministrada. En la medida
en que se presenta mayor o menor cantidad de energıa no suministrada, el operador de red
podra ver su cargo por uso modificado, disminuyendolo o aumentandolo.
El esquema es complementado con un esquema de compensaciones a los usuarios que re-
gistren los peores valores del indicador, este esquema complementario busca disminuir la
dispersion de la calidad prestada por el OR en torno a la calidad media, garantizando ası un
nivel mınimo de calidad a los usuarios. En el caso de los SDL, el nuevo esquema conlleva
a una importante actualizacion tecnologica por parte del OR, los cambios requieren de un
sistema de gestion de la distribucion para cada OR, compuesto por un sistema SCADA, un
sistema GIS y un servicio de atencion telefonica, este sistema de gestion recibira y almace-
nara todas las interrupciones del servicio.
En este esquema se tiene contemplado la medicion de todas las interrupciones ocurridas
en el sistema de distribucion, independiente de su duracion o el numero de fases involucra-
das, sin embargo, no todas las interrupciones se contabilizan en el calculo de la energıa no
suministrada (ENS), ya que se han excluido las interrupciones debidas a:
1. Las clasificadas como causadas por terceros:
Interrupciones por racionamiento de emergencia del sistema electrico nacional
debidas a insuficiencia en la generacion nacional o por otros eventos en generacion.
Eventos de activos pertenecientes al STN y al STR.
Interrupciones por seguridad ciudadana solicitadas por organismos de socorro o
autoridades competentes.
Cuando falla un activo.
2. Las debidas a catastrofes naturales, tales como erosion (volcanica, fluvial o glacial),
terremotos, maremotos, huracanes, ciclones y/o tornados.
3. Las debidas a actos de terrorismo.
5.2 Nuevo esquema para la evaluacion de la calidad del servicio 59
4. Las debidas a acuerdos de calidad en las zonas especiales.
5. Suspensiones o cortes del servicio por incumplimiento del contrato de servicios publicos
por parte del usuario.
6. Suspensiones o cortes del servicio por programas de limitacion del suministro al co-
mercializador.
7. Las asociadas a proyectos de expansion con activos con costo superiores a los costos
medios.
8. Trabajos en subestaciones que respondan a un programa anual de reposicion y/o re-
modelacion para exclusiones.
9. Interrupciones originadas en exigencias de traslados y adecuaciones de la infraestruc-
tura electrica por parte de entidades distritales, departamentales, organismos viales o
por demas autoridades, o por proyectos de desarrollo en concordancia con planes de
ordenamiento territorial.
5.2.3. Indices de la Discontinuidad del Servicio
El diagnostico llevado a cabo por la CREG incluye una evaluacion estadıstica de la duracion
y el numero de interrupciones reportadas por lo OR, con este analisis se logran determinar
valores medios para interrupciones comunes3, por ejemplo:
1. Duracion de eventos programados (h/km, h/circuito)
2. Duracion de eventos no programados (h/km, h/circuito)
3. Duracion de eventos de fuerza mayor (h/km, h/circuito)
4. Frecuencia eventos programados (veces/km, veces/circuito)
5. Frecuencia eventos no programados (veces/km, veces/circuito)
6. Frecuencia de eventos de fuerza mayor (veces/km, veces/circuito)
7. Longitud promedio de los circuitos en el nivel de tension 2 y 3
8. Valor compensado por usuario residencial al ano
3Para una revision completa de los valores obtenidos se recomienda la lectura del documento D071 Meto-dologıa de distribucion 2008-2013
60 5 Impacto de las interrupciones a causa de rayos sobre la calidad del servicio
A partir de los valores mencionados, se definen los ındices en terminos de un cociente de
la discontinuidad en kWh de energıa no suministrada, y las ventas de energıa, en kWh de
energıa suministrada. El uso de la energıa como un factor que pondera la discontinuidad
del servicio permite expresar la calidad del servicio de forma tal que su valoracion pueda
realizarse directamente aplicando el costo unitario que se escoja para el efecto.
Los efectos negativos para usuarios que puedan tener un menor consumo se compensan cuan-
do se realiza el calculo de los ındices agrupados de la discontinuidad, ya que son el promedio
simple de los ındices de cada grupo de calidad, sin considerar la energıa consumida en cada
uno de ellos, por otra parte, se plantean diferentes valores de referencia para los usuarios
conectados al nivel de tension 1 y para los usuarios conectados a los niveles de tension 2
y 3, tratando de anticipar las distintas valoraciones de la calidad por parte de los distintos
usuarios.
Para la aplicacion del esquema se propone el calculo de dos ındices, la metodologıa de calculo
de ambos indicadores es similar: uno de referencia que permite determinar el nivel promedio
de calidad que trimestralmente ha proporcionado un OR a sus usuarios (IRAD) y uno de
desempeno trimestral que determine el nivel que alcance el OR en cada trimestre despues
de iniciado el esquema de incentivos (ITAD).
El indice IRAD, se ha calculado con base en las interrupciones ocurridas en sistema durante
los anos 2006 y 2007, representa el nivel promedio de discontinuidad del servicio que reci-
bieron trimestralmente los usuarios de un OR. Con base en la informacion de cada uno de
los trimestres de los anos de referencia, este ındice se calcula a partir de la sumatoria en
horas de las interrupciones de cada uno de los transformadores pertenecientes a cada grupo
de calidad, la cual se denomina DRT.
La DRT, por tanto, se refiere al tiempo total en horas que estuvo indisponible cada trans-
formador durante cada uno de los trimestres de los anos 2006 y 2007. Para convertir estas
duraciones en energıa no suministrada, la DRT es multiplicada por la energıa promedio por
hora consumida por usuario, obtenida con base en las ventas de energıa por transformador, y
por el numero de usuarios que son atendidos en cada transformador. Este valor se denomina
nivel de referencia de interrupciones por transformador (NRT) y se mide en kWh.
Para llevar esta enerıa no suministrada a nivel de grupo de calidad se realiza la sumatoria de
los NRT que pertenecen a cada grupo. A este valor se le denomina nivel de discontinuidad
de referencia por grupo de calidad (NRG). A partir del cociente entre el NRG y las ventas de
energıa de cada OR por grupo de calidad se calcula el ındice de referencia de la discontinuidad
por grupo de calidad (IRG), el cual representa la relacion entre la energıa no suministra-
da y la energıa vendida en cada grupo de calidad durante cada trimestre y se expresa en kWh.
5.2 Nuevo esquema para la evaluacion de la calidad del servicio 61
Finalmente se estima el ındice de referencia agrupado de la discontinuidad (IRAD), mediante
el promedio simple de los IRG obtenidos.
5.2.4. Mecanismos de incentivo
Las variaciones en el nivel de calidad en el suministro de un nivel de calidad alcanzado por
el OR se representan como la diferencia entre el ındice de referencia agrupado de la discon-
tinuidad (IRAD) y el ındice trimestral agrupado de la discontinuidad (ITAD). En caso de
presentarse un variacion se generara igualmente una variacion del ingreso del OR. Un ITAD
mayor al IRAD representa una mayor discontinuidad del servicio y por lo tanto una menor
calidad del mismo, lo que resulta en una disminucion del ingreso. Un ITAD menor al IRAD
representa una menor discontinuidad y por lo tanto una mejora en la calidad del servicio, lo
que resulta en un aumento del ingreso para el OR.
La funcion que relaciona las variaciones en la calidad y las variaciones en el ingreso es lineal,
con pendiente igual al CRO1, ver Figura 5-1. Esto significa que, en caso de mejoras en la
calidad, la variacion se considera como una menor cantidad de energıa en kWh, que dejo de
entregar el OR, por cada unidad de energıa que vendio durante el perıodo de evaluacion.
Esta menor energıa no suministrada se valora a costo de racionamiento y se constituye en
un ingreso unitario adicional que podra cobrar el OR por cada unidad de energıa que venda
durante el periodo de aplicacion del incentivo. En caso de desmejoras de la calidad, aplica
de manera simetrica, pero en sentido contrario [33].
Durante el periodo de aplicacion del incentivo, el cargo por uso del OR, Dt, sera igual a
un Dt ajustado equivalente a Dt ±∆Dt, que le sera aplicable a todos sus usuarios, siendo
∆Dt el incentivo por variacion trimestral de la calidad. Cuando el incentivo resultante sea
positivo, el mayor ingreso sera otorgado siempre y cuando el OR no haya desmejorado la
calidad en ninguno de los grupos de calidad que atiende.
Adicionalmente, se establece una banda de indiferencia dentro de la cual se considera que
las variaciones de la calidad media no representan mejoras o desmejoras de la calidad media
como respuesta a la gestion del OR y por lo tanto el incentivo por variacion trimestral de la
calidad dentro de este rango se hara igual a cero. Los valores que determinan los extremos
de la banda de indiferencia corresponderan a la calidad media alcanzada por el OR durante
los anos 2006 y 2007. Cualquier valor de ITAD que caiga dentro de esta banda no dara lugar
a la aplicacion del esquema de incentivos, Figura 5-1.
En el nuevo esquema propuesto por la CREG tambien se considera compensar economi-
62 5 Impacto de las interrupciones a causa de rayos sobre la calidad del servicio
Figura 5-1.: Funcion de variacion de calidad y banda de indiferencia
camente a todos los usuarios del OR que observen un nivel de calidad inferior al promedio
historico percibido por los usuarios del mismo grupo de calidad. Cuando un OR sea objeto de
recibir un aumento en su ingreso debido a mejoras en su nivel de calidad media, debera com-
pensar a todos los usuarios que experimentaron niveles de discontinuidad superiores a los
promedios historicos de cada grupo.
La compensacion a los usuarios consistira en disminuir el valor de la factura en un monto
compuesto por dos partes: el valor de la energıa no servida por encima del promedio histori-
co de calidad del grupo, a un precio de CRO afectado por un ındice del peor servido, y la
devolucion del incentivo ∆Dt aplicado en esa factura dado que el usuario no debe pagar por
un nivel de calidad que no recibio. El ındice del peor servido es la relacion entre el nivel de
discontinuidad recibido por los usuarios peor servidos de un grupo de calidad y el nivel de
discontinuidad media de referencia brindado por el OR en ese mismo grupo.
Cuando el nivel de calidad media del OR lo haga ubicarse dentro de la banda de indiferen-
cia, no se debera compensar a sus usuarios peor servidos, salvo que el segundo componente
sera igual a cero pues no tendra que devolver un ∆Dt que no ha sido aplicado.
Finalmente, cuando el nivel de calidad media del OR lo haya llevado a aplicar un incentivo
negativo, no tendra que compensar usuarios peor servidos ya que todos sus usuarios estan
siendo objeto de reparacion por la mala calidad del servicio prestado en la forma del pago
de una menor tarifa.
5.2 Nuevo esquema para la evaluacion de la calidad del servicio 63
5.2.5. Impacto de interrupciones debidas a rayos en los nuevos
indicadores de calidad
Luego de revisar ambos esquemas regulatorios, se observan cambios interesantes, por ejem-
plo, mientras en el antiguo esquema, las interrupciones con una duracion menor a 1 minuto
no eran consideradas, con el nuevo esquema se abre la posibilidad de que se tengan en cuen-
ta toda clase de interrupciones, en terminos generales al exigir que se registren todas las
interrupciones ocurridas en el sistema, se abre la posibilidad para que los OR, comiencen
a realizar estudios sobre el comportamiento de su sistema para el caso de interrupciones
cortas, como por ejemplo las producidas por descargas electricas atmosfericas.
Otro aspecto que muestra el avance en el nuevo esquema regulatorio, es la exigencia de un
sistema de gestion de la distribucion para los OR, si bien, ya muchos OR contaban con este
tipo de sistemas de gestion e informacion, esa no era la regla. Con la exigencia de la adecua-
cion del manejo de informacion, el almacenamiento, la gestion y el reporte diario, mensual
y trimestral de informacion de interrupciones, se lograra garantizar una mejor calidad de la
informacion que es usada por los mismos OR para las diferentes areas de las empresa, por
ejemplo, la operacion, el mantenimiento, la planeacion, la expansion, etc.
De la mano de la exigencia de nuevas plataformas para el manejo de la informacion tambien
se le exige a los OR que tengan un mejor conocimiento operativo de sus sistema, ya que, se
les solicita la creacion de bases de datos de los activos que esten georeferenciadas, tambien
se les solicita la instalacion de dispositivos de supervision capaces de determinar cuando y
por cuanto tiempo se presenta una interrupcion, los requisitos contemplan como mınimo,
para el primer ano de funcionamiento un dispositivo telecontrolado en la cabecera de cada
circuito, para el segundo ano este requerimiento se aumenta a 2 dispositivos telecontrolados
por cada circuito.
Si en lo relacionado a la parte operativa de los sistemas de distribucion hay exigencias, tam-
bien la CREG ha dado una senal clara para que la gestion de los sistemas de distribucion
se haga teniendo otro aspectos. En este nuevo esquema de calidad del servicio se da una
senal muy fuerte hacia la integracion de las bases de datos comerciales y de operacion, esto
es claro, al observar que para todos los usuarios se debe tener informacion actualizada sobre
el consumo, en este sentido, el indicador ITAD tiene como base de calculo, el consumo pro-
medio de los usuarios para el periodo de evaluacion.
Si bien se ha definido un esquema de penalizaciones e incentivos para los OR, el esquema
propuesto tiene unos lımites, tanto en el caso de los SDL como en el caso de los STR, los
margenes de penalizacion e incentivos en condiciones extremas son controlados, es ası co-
mo en el caso de los STR, una vez el valor de penalizaciones sobrepase el 20% del ingreso
64 5 Impacto de las interrupciones a causa de rayos sobre la calidad del servicio
mensual regulado, el LAC facturara como mınimo el 80% del ingreso mensual regulado al
OR, para cada uno de los periodos en que se presente esta situacion, en este caso, es la
Superintendencia de Servicios Publicos la que tendra la posibilidad de intervenir al OR por
no prestar el servicio bajo las condiciones requeridas.
En el caso de los SDL se presenta un lımite con las mismas caracterısticas, en este caso el
LAC tiene en cuenta que para cada mes, por concepto de compensaciones de energıa no
suministrada, o por dejar no operativos a otros activos, no podra superar el 60% de los
ingresos antes de las compensaciones. Si el valor a descontar llega a ser mayor, entonces el
saldo pendiente sera deducido de los meses siguientes, en todo caso se debe cumplir el tope
del 60%. El valor acumulado en una ventana de 12 meses de las compensaciones por incum-
plimiento de metas no podra superar el 20% del valor acumulado para el mismo periodo de
tiempo del ingreso mensual estimado para un OR, nuevamente, si esta situacion se presenta
el LAC liquidara el 80% del ingreso mensual regulado, en este caso, es la Superintendencia de
Servicios Publicos la que tendra la posibilidad de intervenir al OR por no prestar el servicio
bajo las condiciones requeridas.
Los anteriores aspectos tienen una relacion directa con el tema de interrupciones debidas a
descargas electricas atmosfericas. Como se ha visto, el nuevo esquema exige no solo registros
de este tipo de interrupciones, sino que de hecho se tendran en cuenta dentro de los calculos
de los indicadores. Por otra parte la posibilidad de contar con 2 dispositivos telecontralados,
sincronizados e interconectados a un SCADA a nivel central garantizan un muy buen segui-
miento a las condiciones de funcionamiento sistema en todo momento.
El aumento en la supervision del sistema, desafortunadamente no implica que las interrup-
ciones debidas a rayos puedan generar cambios importantes en los valores del indicador
ITAD, esto se debe a que para el calculo de este indicador, cada una de las interrupciones es
ponderada por la energıa no suministrada durante el lapso de esa interrupcion, si a manera
de aproximacion tenemos en cuenta que el porcentaje de sags de tension que son causados
por rayos, aproximadamente un 20% segun hemos determinado en este trabajo, difıcilmente
el indicador ITAD puede tener variaciones significativas a causa de las interrupciones que se
han estudiado en este trabajo y que por definicion tienen duracion menor a 1 minuto.
El calculo del indicador IRAD se ha realizado teniendo en cuenta las interrupciones de cada
OR durante los anos 2006 y 2007, tiene en cuenta los consumos de energıa de cada usuario, el
numero de transformadores, el numero de usuarios en los diferentes niveles de tension e im-
plicitamente incluye la topologıa de la red de cada OR, es por esto que la CREG ha definido
valores de IRAD diferenciados para cada OR, una evaluacion de como un tipo especıfico de
interrupcion puede afectar al indicador, requiere del conocimiento detallado de los aspectos
ya mencionados, este tipo de informacion es en muchas ocasiones informacion confidencial
5.2 Nuevo esquema para la evaluacion de la calidad del servicio 65
de cada OR.
Un aspecto a tener en cuenta es que el calculo de los valores de IRAD e ITAD motoldogica-
mente es similar para todos los OR, debe ser ası, sin embargo, los resultados obtenidos estan
en funcion de las variables ya mencionadas y tienen validez para cada operador de red, en
este caso, un ejercicio de simulacion sobre un circuito de prueba solo puede tener un enfoque
de evaluacion de la metodologıa, ya que, los valores obtenidos no pueden ser comparados
sino contra resultados obtenidos con ese mismo circuito de prueba pero con valores distintos
de variables.
La metodologıa tiene como base la evaluacion y el seguimiento de los indicadores para cada
OR por separado, en este sentido, solo mediante una evaluacion interna dentro de cada OR,
en la que se tenga en cuenta todas los aspectos operativos, comerciales, de mantenimiento del
sistema, las condiciones ambientales de la region en donde se encuentre el OR y finalmente
el historial del comportamiento del sistema que pueda ser usado como periodo de referencia,
se podra realizar una evaluacion que entregue informacion util y que pueda trascender los
lımites academicos, objetivos que fueron los buscado en la propuesta al inicio de este trabajo,
en vista de esto, una evaluacion de tales caracterısticas se extiende fuera del alcance de este
trabajo y no es posible profundizar mas en este aspecto.
6. Perspectivas
El trabajo presentado es un aporte al estado de la investigacion en el tema de la calidad
de potencia y las descargas electricas atmosfericas y se convierte en una de las primeras
aproximaciones a la cuantificacion de la relacion ente las descargas electricas atmosfericas y
los sags de tension dentro de un sistema de distribucion electrico.
A pesar de tratarse de los primeros resultados de correlacion publicados en el paıs para un
operador de red, es claro, se obtendran mejores resultados en la medida en que los sistemas
de medicion ofrezcan mayores niveles de precision, gracias al avance en todos los sistemas
computacionales, en un mediano plazo seguramente sera posible contar con registros de me-
diciones para la lapsos mayores y con menores niveles de incertidumbre.
Las algoritmos desarrollados han sido implementados sobre software de libre distribucion y
sobre un entorno web, esto permite la implementacion de esta metodologıa no solo para el
analisis de registros historicos, como se ha hecho en este trabajo, sino que puede ampliarme
o expandirse como un modulo de gestion que puede usar un Operador de Red internamente.
Un modulo con tales caracterısticas brida beneficios importantes a nivel operativo, entre los
mas importantes se pueden mencionar: Una herramienta que puede determinar de una forma
casi inmediata circuitos, lıneas o subestaciones o otros activos afectadas por una descarga
electrica atmosferica. Esto se traducirıa en un mejor conocimiento sobre las condiciones ope-
rativas de su sistema, le permitira tener informacion de soporte para la evaluacion de los
sistemas de apantallamiento o le permitirıa establecer rapidamente la causa de una falla en
la red, mejorando indicadores internos de calidad del servicio.
Desde hace varios anos se lleva a cabo investigacion teorica y practica sobre el tema de los
rayos y sus efectos, esto ha traıdo como resultado avances importantes en el conocimien-
to sobre este fenomeno a nivel nacional e internacional, algunas de las investigaciones que
actualmente se realizan, estan enfocadas a la prediccion de rayos en Colombia, con estos
resultados sera posible en un futuro tomar acciones de prevencion de salidas con mayor pre-
cision y reducir los ındices de calidad de potencia en un sistema de distribucion.
Aunque los valores obtenidos en la correlacion pueden parecer bajos numericamente, hay una
tendencia clara en los resultados de correlacion de las redes WWLLN y CODENSA: tanto
en las estadısticas de correlacion de sags-rayos como swell-rayos para la region de Cundina-
67
marca (zona de cobertura completa de CODENSA S.A. E.S.P.) y la ciudad de Bogota, se
encuentran valores mayores de correlacion durante los meses tıpicamente asociados con un
incremento en la ocurrencia de rayos, esto si bien, era algo que se podıa vislumbrar, hasta
el momento no se contaba con una herramienta que ofreciera resultados numericos.
A pesar de los bajos valores de eficiencia de la red WWLLN en la deteccion de rayos para
el territorio de Colombia, encontrar valores de correlacion sags-rayos para algunos meses
mayores al 20%, es un indicio muy importante sobre la real dimension de la relacion entre
ambos fenomenos.
CODENSA S.A. E.S.P. y probablemente la mayor parte de los operadores de red naciona-
les, actualmente, se estan empleando las estructuras electricas de media y baja tension no
solamente para el apoyo de redes de distribucion y demas equipos asociados, sino tambien
para el soporte de redes de comunicaciones, television, entre otras. Estas redes agregadas
son denominadas por CODENSA S.A. E.S.P., como redes telematicas; el porcentaje de redes
de media y baja tension que tienen redes telematicas es alta, informacion no oficial de la
empresa muestra que el porcentaje puede estar cerca del 80% de las redes de media tension,
por lo que resultarıa importante establecer la influencia que pueden tener estas redes agre-
gadas en el comportamiento de los circuitos de distribucion y sobre las crecientes redes de
comunicaciones ante las descargas electricas atmosfericas.
El nuevo esquema de evaluacion de la calidad del servicio establecido por la CREG, muestra
aspectos positivos en cuanto a la supervision de los sistemas de distribucion, al tratarse de
una nueva metodologıa, su implantacion representa un reto no solo para los OR,sino tambien
para todos los entes participantes. Aproximadamente una docena de operadores de red se
encuentran listos para el proceso de auditorias, paso previo al inicio del nuevo esquema de
incentivos y compensaciones, por su parte la CREG y la superintendencia de servicio publi-
cos, aunan esfuerzos para completar la definicion de aspectos claves del esquema, a la fecha,
falta aun definir algunos aspectos menores respecto al calculo de la energıa no suministrada.
7. Conclusiones
En este trabajo se presenta un metodologıa que permite obtener una correlacion entre
las descargas electricas atmosfericas que impactan en una zona y los sags de tension que
ocurren en el sistema de distribucion, dando cumplimento al objetivo general de esta
tesis de maestrıa, la metodologıa desarrollada se ha aplicado a informacion registrada
para la zona de cobertura de CODENSA S.A. E.S.P. para el ano 2009, los resultados
permitiran seguir avanzando en la relacion entre descargas electricas atmosfericas y la
calidad de la potencia electrica.
Como ejemplo de aplicacion de la metodologıa propuesta se ha usado informacion pro-
veniente del sistema de medicion de calidad de potencia de CODENSA S.A. E.S.P.,
junto con informacion del sistema piloto de deteccion y localizacion de rayos WWLLN
the World Wide Lightning Location Network, wwlln.net, una colaboracion de cerca de
50 universidades e instituciones. y la informacion del Sistema de Informacion de Des-
carga perteneciente a ISA S.A. E.S.P., en este trabajo se muestran resultados mensuales
diferenciados para el area de cobertura de CODENSA S.A. E.S.P., rural y urbana.
Como segundo ejemplo de aplicacion de la metodologıa propuesta se ha empleado la
informacion de entrada suministrada por las redes de medida ya mencionadas, para
analizar la correlacion entre swells de tension y los rayos ocurridos en la region del
sistema de distribucion.
A pesar de emplear sistemas de medida con valores bajos de eficiencia y precision
en el caso del sistema de localizacion de rayos y los errores detectados en la base
de datos de las mediciones de calidad de potencia, los resultados muestran que del
porcentaje de descargas electricas atmosfericas detectadas por la red WWLLN en la
zona de cobertura de CODENSA S.A. E.S.P., en promedio, por lo menos el 15% de los
sags de tension registrados fueron producidos por rayos, mientras un 12% de los rayos
generaron sags de tension en el sistema, esto ayuda a entender no solo de una manera
cualitativa, sino de una manera sistematica y exacta la influencia de las descargas
electricas atmosfericas sobre las condiciones de calidad de servicio y potencia de un
sistema de distribucion.
Se encuentra que en la zona de Rionegro Cundinamarca, se localizan las 5 subestaciones
que registraron el mayor numero de sags de tension por causa de rayos, de igual forma,
los resultados muestran que los meses de marzo y octubre se destacan por ser meses
69
en los que se presentan los mayores valores en la correlacion rayos-sags de tension con
47,62% y 49,56% respectivamente.
Se encuentra que en promedio, por lo menos el 3% de los swells de tension registrados
fueron producidos por rayos, mientras un 2% de los rayos generaron swells de tension
en el sistema, esto ayuda a entender no solo de una manera cualitativa, los resultados
muestran no solo la baja participacion de los rayos como causantes de swells sino
tambien el reducido numero de este tipo de perturbaciones que se presentan en la red
de distribucion de CODENSA S.A. E.S.P.
El analisis de informacion y permite determinar que aproximadamente el 60% de las
sags de tension que fueron causados por rayos, afectaron a una sola de las fases, cerca
del 23% afecto a dos fases y un 15% de los sags afectaron a las tres fases.
Se encuentra que del grupo de rayos que generaron sags de tension un 60% solo genera
1 sag de tension, el 90% generaron menos de 6 sags y menos de 1% genero mas de 20
sags de tension.
Aunque para 2009 el numero de sensores de la red WWLLN aumento y se realizo un
cambio en los algoritmos de deteccion que ha permitido casi duplicar el numero de
rayos detectados por al red, si asumimos que en Colombia se tienen valores similares
de deteccion que en Brasil, en todo caso se espera que la eficiencia en la deteccion de
descargas electricas atmosfericas no sea superior al 5%
las herramientas necesarias para el analisis de la informacion se han desarrollado e
implementado sobre un entorno de administracion y desarrollo web de licencia libre,
gracias al desarrollo de los algoritmos se logro manejar el gran volumen de informa-
cion proveniente de los sistemas de medida de una forma eficiente, con esto se da
cumplimiento a uno de los objetivos especıficos del desarrollo de esta tesis de maestrıa.
El uso de la informacion proveniente de la red SID de ISA S.A. E.S.P. se ha realizado
para mostrar la flexibilidad de la metodologıa propuesta, de los resultados obtenidos
del analisis de estas mediciones en conjunto con las mediciones de calidad de potencia
de CODENSA S.A. E.S.P. una de las conclusiones es la importancia del uso de registros
continuos por lapsos mayores a 1 ano, ya que, solo con los registros de 1 ano provenientes
de la red WWLLN fue posible obtener una tendencia, es claro, que esto no descarta
que al analizarse registros multianuales se encuentren otro tipo de variaciones.
Es posible concluir que las interrupciones debidas a descargas electricas atmosfericas
y los sags de tension que se producen a causa de estas fallas, son fenomenos corre-
lacionados, sin embargo, debido a sus caracterısticas de duracion, el nuevo esquema
de calidad del servicio no da una senal clara para que este tipo de perturbacion sea
mejorada de manera especıfica.
70 7 Conclusiones
Las interrupciones de corta duracion, como por ejemplo las producidas por causa de
rayos, pueden tener un impacto mucho mas fuerte sobre clientes industriales y clientes
con necesidades muy altas en cuanto a confiabilidad en el suministro y a pesar de que
se trata de interrupciones, una regulacion para este tipo de perturbaciones parece estar
mas en el campo de la regulacion en materia de calidad de potencia que en el campo
de la calidad del servicio.
A. Anexo: Sistemas de deteccion y
Localizacion de rayos
Un rayo es un fenomeno natural en el que se libera un impulso electromagnetico de energıa
con componentes de frecuencia sobre un ancho de banda que va desde unos pocos Hz hasta
cientos de MHz [34], una parte considerable de esta energıa se encuentra en la banda de
frecuencia < 30kHz, Los sistemas de deteccion y localizacion, utilizan alguna o algunas de
las diferentes formas de radiacion que se liberan cuando ocurre un rayo, acustica (trueno),
visible (relampago) o electromagnetica, para determinar el punto de impacto.
El rayo es reconocido por emitir una significativa cantidad de energıa electromagnetica en el
rango de frecuencia de 1Hz a cerca de 300MHz, con un pico en el espectro de frecuencia entre
los 5 a 10kHz. Mas aun, la radiacion electromagnetica del rayo puede ser detectada incluso
a mayores frecuencias, por ejemplo, en el rango de las microondas de 300MHz a 300GHz
y obviamente en el rango de la luz visible, en general, cualquier senal observable del rayo
puede ser usada para detectar y localizar el proceso de formacion u ocurrencia del mismo.
Existen muchos procesos individuales en los rayos y las tormentas electricas, cada uno de
esos procesos tiene asociados unos campos magneticos y electricos,
Tres de los metodos mas empleados para la deteccion y localizacion de rayos son: la loca-
lizacion magnetica de la direccion, localizacion por tiempo de llegada (time of arrival), e
interferometrıa, estos dependen de la frecuencia de la radiacion detectada o de la longitud
de onda; las senales cuya longitud de onda es muy corta en comparacion con la longitud
del canal de rayo que la irradia, se clasifican en el rango de muy alta frecuencia (VHF) en
donde, 30MHz < f < 300MHz y λ = 10 a 1m; senales con longitudes de onda que son una
parte significativa de la longitud del canal de descarga, se encuentran en el rango de muy
baja frecuencia (VLF), en donde, f = 3Hz < f < 30kHz y λ = 10 a 1km; y finalmente
las senales que se encuentran en el rango de la baja frecuencia (LF) en donde, f = 30 a
300kHz y λ = 1km a 100km. Los mejores metodos de localizacion con tecnologıas VHF y
de VLF/LF tienen precisiones en el orden de los cientos de metros.
Generalmente con estos metodos solo se puede obtener una localizacion, esta localizacion
es interpretada como alguna aproximacion al punto de impacto en el caso de las descargas
nube tierra (CG). En la actualidad, se encuentran algunos sistemas de localizacion de rayos
72 A Anexo: Sistemas de deteccion y Localizacion de rayos
relativamente sencillos que operan como radios de amplitud modulada, la amplitud de la
senal de estatica de radio, generada por el rayo, es usada para calibrar la distancia al lugar
de impacto del rayo, estos sistemas se caracterizan por el considerable error en las distancias
calculadas.
Una caracterıstica importante de los sistemas de localizacion de rayos es la eficiencia en la
deteccion (DE), la cual cuantifica el porcentaje de eventos localizados, Nex, en comparacion
a todos los eventos que existen, N0, y que pudieran ser localizados por un hipotetico sistema
perfecto. Mas especıficamente la notacion “evento”, puede significar flashes, strokes, fuentes
de radio, u otro tipo de senales que caracterizan el rayo. La asignacion de DE de una red de
localizacion serıa sencilla si el valor N0 fuera conocido, sin embargo, como no existe ningun
sistema perfecto, ni una forma confiable para determinar cuales son los eventos a consecuencia
de una rayo, se recurre a otro tipo de estimadores. El problema de establecer el valor de DE
para un sistema de localizacion de rayos puede analizarse si se comparan distribuciones de
amplitud normalizadas (rango de corrientes normalizadas), en muchas ocasiones hay sistemas
que poseen unas colas de la distribucion de altas corrientes que encajan muy bien en cuanto
a cantidad y forma, sin embargo, en la parte correspondiente a las bajas corrientes las
distribuciones pueden cambiar drasticamente.
A.1. Tecnologıas y sistemas de localizacion de rayos
A.1.1. Red colombiana de informacion de tormenta
La Red Colombiana de Informacion de Tormenta (RCIT), en su Fase I Sistema Piloto Bo-
gota, es el principal resultado de un proyecto de investigacion desarrollado por los grupos de
investigacion PAAS-UN de la Universidad Nacional de Colombia y GIMEL de la Universidad
de Antioquia entre los anos 2007 y 2008, el objetivo de este proyecto consistıa en desarrollar
un sistema de informacion de tormentas electricas en Colombia completamente desde cero;
el sistema de localizacion y ubicacion esta compuesto por equipos de medicion indirecta de-
nominados “molinos de campo”instalados en Bogota, Medellın y Manizales, estos equipos se
encuentran interconectados por la Red nacional academica de tecnologıa avanzada, RENA-
TA 1.
La red RCIT cuenta con dispositivos de medicion y deteccion denominados molinos de me-
dicion de campo electrico [35], antenas de placas paralelas y un sensor de tormentas LLP
1La corporacion red nacional academica de tecnologıa avanzada es una entidad de caracter cientıfico ytecnologico, de participacion mixta, con personerıa jurıdica propia, sin animo de lucro, que tiene porobjeto promover el desarrollo de la infraestructura y servicios de la red de alta velocidad, su uso yapropiacion, ası como articular y facilitar acciones para la ejecucion de proyectos de educacion, innovacione investigacion cientıfica y tecnologica que propugnen por el desarrollo de la sociedad del conocimiento yde la informacion en Colombia
A.1 Tecnologıas y sistemas de localizacion de rayos 73
TSS420; con estos equipos es posible, detectar la formacion de nubes de tormenta en un
area de los cientos de km2, la red alcanza a cubrir parte de los departamentos de Cundina-
marca, Antioquia, Caldas, Risaralda y Caldas. Los instrumentos de medicion se encuentran
sincronizados vıa GPS, cuentan con comunicacion de alta velocidad a internet y la informa-
cion capturada se centraliza en un servidor central ubicado en la ciudad de Bogota, gran
parte de la informacion que ha sido obtenida puede ser consultada a traves de la direccion
www.scite.unal.edu.co. La figura A-1, muestra de una forma simplificada el principio de
funcionamiento de un molino de campo electrico.
Figura A-1.: Caracterısticas fısicas del sensor de campo electrostatico.
A.1.2. Mediciones Red Colombiana de Informacion de Tormenta
RCIT
La red RCTI es en este momento un proyecto piloto, con la informacion proveniente de esta
red sera posible obtener la informacion relacionada con la actividad electrica atmosferica,
entendiendose esta, como informacion sobre la ocurrencia y ubicacion de rayos en las ciudades
de Bogota, Medellın y Manizales; esta red tiene como principal fortaleza que fue disenada
especıficamente teniendo en cuenta las condiciones geograficas de estas ciudades, lo que le
permitira ofrecer informacion con la mejor precision de localizacion en comparacion con las
redes que han sido revisadas en este trabajo; entre las debilidades, se cuenta que la red
esta en una fase de desarrollo, es un programa piloto y corresponde a un nuevo desarrollo de
este tipo de tecnologıa a nivel nacional; a raız de esto, el sistema no funciona continuamente
74 A Anexo: Sistemas de deteccion y Localizacion de rayos
Figura A-2.: Red de Molinos de Campo Electrico de Bogota y la eficiencia de deteccion.
y necesita de continuos ajustes, reconfiguraciones y salidas de funcionamiento; esta situacion
lleva a que no se disponga de informacion continua para un periodo de tiempo de meses o
anos; se espera que en un mediano plazo se cuente con mediciones continuas y sea posible
aprovechar la informacion de la red RCTI, como informacion de entrada para la metodologıa
propuesta, sin embargo, aun no es posible usar la informacion proveniente de esta red dentro
de este trabajo.
A.1.3. Sistema de Informacion de Tormenta
La red SID fue el creada en 1994 por el grupo nacional de investigacion en descargas at-
mosfericas, que en ese entonces era un grupo de apoyo y asesorıa del sector electrico colom-
A.1 Tecnologıas y sistemas de localizacion de rayos 75
biano, la red fue creada para ayudar a la proteccion del sistema de transmision nacional y
ademas como herramienta de analisis ante posibles fallas. Inicialmente la red contaba con 6
sensores ubicados en algunas subestaciones de Interconexion Electrica S.A. 2. Los principales
resultados obtenidos durante los primeros anos de operacion de la SID fueron, la incorpo-
racion de tecnologıas de sistemas de informacion geografica para el analisis de parametros
del rayo para Colombia, se encontro que la mayor parte del sistema de transmision de ISA
esta localizado sobre zonas consideradas de riesgo alto y medio de ser impactadas por rayos
[36]. A partir de este momento y en un trabajo conjunto con distintas universidades se han
desarrollado diversos estudios, proyectos de investigacion, y trabajos academicos a nivel de
pregrado y posgrado [37, 38].
Luego de algunos inconvenientes en 2002, se hizo necesario renovar y actualizar la red,
para el ano 2006 el sistema contaba dos procesadores centrales de informacion CP7000 y 6
sensores LS7000, figura A-3, la ubicacion de los sensores fue cambiada y se localizaron en los
aeropuertos de Rioacha, Florencia, Monteria, Guaymaral, Ipiales y Rionegro pertenecientes
la Aeronautica Civil Colombiana. Recientes cambios han introducido nuevos sensores, estos
se encuentran ubicados en Bogota, Bucaramanga y Cali; para el primer semestre de 2009 se
han instalado 3 equipos mas para conformar en total 11 sensores. Algunas caracterısticas de
los sensores LS7000 son, ancho de banda de 1kHz a 350kHz, deteccion de rayos nube-nube
y nube-tierra, una eficiencia de deteccion de 90% para rayos nube-tierra, y de 10 a 30%
para rayos nube-nube, la red actual suministra informacion de los parametros: localizacion,
amplitud de la corriente de retorno I, variacion de la corriente de retorno con respecto al
tiempo di/dt, multiplicidad M y polaridad P.
Figura A-3.: Sensor LPATS III, Cortesıa: Interconexion Electrica E.S.P. S.A.
2empresa encargada de construir, mantener y administrar la red de transmision a alta tension, planear,coordinar y supervisar la operacion del sistema interconectado colombiano, planear la expansion delsistema de generacion y transmision y construir proyectos de generacion de interes nacional
76 A Anexo: Sistemas de deteccion y Localizacion de rayos
Para una mayor informacion sobre las caracterısticas generales de la red SID, se invita al
lector a consultar el trabajo, Parametros de las descargas electricas atmosfericas en Colombia
[38], o directamente con Interconexion Electrica S.A.
A.1.4. Caracterısticas de las mediciones de localizacion de rayos, red
SID
En la tabla A-1 se muestra el formato de las mediciones ofrecidas por la red colombiana de
localizacion de rayos SID.
Tabla A-1.: Estructura archivo de reporte de localizacion de rayos, red SID
str latitud longitud polar numagbs nummultipli numtdi dt numdi dt fecha hora ampG 0.0000 0.0000 0 0 0 0.0 0 aaaa-mm-dd hh:mm:ss 0
El primer campo hace referencia al numero de strokes, el segundo y tercer campo corresponde
a las coordenadas (en grados decimales) de mayor probabilidad de ubicacion de la descarga,
el cuarto campo indica el tipo de polaridad de la descarga, el sexto campo indica la mul-
tiplicidad en el rayo, los campos numtdidt, numdidt estan asociados a valores relacionados
con la derivada en el tiempo de la corriente y el ultimo campo muestra la amplitud de la
corriente en kA.
Inicialmente se penso en la utilizacion unicamente de la informacion proveniente del sistema
de Informacion de Descargas de ISA, ya que existen convenios existentes entre la empresa y
la Universidad Nacional de Colombia. Se plantea usar la informacion sobre los registros de
rayos registrados para la zona de cubrimiento de la red de CODENSA para el ano 2009 junto
con las mediciones de calidad de potencia, sin embargo, dadas algunas situaciones propias
del funcionamiento de la red SID, no fue posible la obtencion de informacion solicitada, sino
unicamente para los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2009. Gran parte de esta
informacion es confidencial, por lo que, no es posible reproducir ningun aparte, grafica u otro
contenido.
A.1.5. World wide lightning location network
La red de localizacion de rayos denominada “World Wide Lightning Location Network”es
una red experimental, que pertenece y es manejada por The University of Washington, hacen
parte, igualmente un conjunto de instituciones colaboradoras a nivel mundial que estan en-
cargadas de la administracion de las estaciones de monitoreo que conforman la red alrededor
del mundo, actualmente cuenta con 32 estaciones que emplean la tecnologıa de ubicacion de
A.1 Tecnologıas y sistemas de localizacion de rayos 77
rayos VLF.
La red tiene cubrimiento mundial, sin embargo, la eficiencia en la deteccion no es la mis-
ma para todas las zonas, hay variaciones dependiendo el numero estaciones disponibles en
la region, estudios particulares han calculado la eficiencia para algunas regiones, por ejem-
plo, Australia, Brasil, Norte America o Nueva Zelanda [39, 40, 41, 42]. Sin embargo, como
comportamiento promedio, la red detecta y localiza rayos con una corriente de retorno rela-
tivamente alta, bien se trate de descargas a tierra o descargas intranube, con una eficiencia
de deteccion del 3%, es decir, detecta un 3% del total de rayos ocurrido alrededor del mun-
do, con una incertidumbre en la localizacion ente 10 y 40km. Para la zona de Colombia, la
incertidumbre tienen como cota superior 10km.
Tabla A-2.: Sumario de caracterısticas red WWLLN
Ano Estaciones WWLLN Localizaciones WWLLN DE of Global lightning
2003 (Mar - Dic) 11 10.6 millones -
2004 19 19.7 millones 1.4%
2005 23 18.1 millones 1.3%
2006 28 24.4 millones 1.8%
2007 30 28.1 millones 2.0%
2007 (nuevo algoritmo) 30 45.7 millones 3.0%
La tecnologıa VLF es una de las tecnologıas que hace posible que la medicion y ubicacion de
rayos a muy grandes distancias sea posible, tiene en cuenta que las ondas electromagneticas
generadas por el rayo tienen componentes de frecuencia que se encuentran en la banda de
3 a 30kHz, banda denominada de muy baja frecuencia (VLF por sus siglas en ingles). Las
ondas en esta banda se propagan casi sin atenuacion dentro de la guıa de onda que forman
la esfera terrestre que es conductora y la parte inferior de la ionosfera, esta guıa de onda es
denominada Earth-Ionosphere Waveguide (EIWG).
La diferencia de tiempo entre la llegada de un pulso a dos estaciones, definen una hiperbole
en la superficie de la tierra, la informacion de tres estaciones definen tres hiperboles, cuya
interseccion da como resultado la localizacion del rayo, este metodo es denominado por esta
razon como localizacion hiperbolica (hyperbolic direction findinig), para una revision com-
pleta del funcionamiento ver [43].
La red WWLLN es un sistema que se encuentra en constante crecimiento, en la figura A-7
se muestra informacion actualizada de la localizacion de las estaciones de localizacion para
la zona de Colombia.
78 A Anexo: Sistemas de deteccion y Localizacion de rayos
Figura A-4.: Localizacion de las estaciones de monitoreo de la red WWLLN a 2008.
Figura A-5.: Mapa con nivel ceraunico para el ano 2008, red WWLLN.
A.1.6. Caracterısticas de las mediciones de localizacion de rayos, red
WWLLN
Los archivos de registro de localizacion de rayos son obtenidos en formato de texto plano
“.csv”y tienen el formato mostrado en la tabla A-3:
Tabla A-3.: Estructura archivo de reporte de localizacion de rayos, red WWLLN
Fecha Hora Latitud Longitud error Nstaaaaa/mm/dd hh:mm:ss.ffff 0,0000 0,0000 0,0 0
En donde, latitud y longitud son las coordenadas de localizacion de los rayos detectados por
el sistema, error es una medida del error en la localizacion, sus unidades son microsegundos,
Nsta es el numero de estaciones que localizaron la descarga electrica (para garantizar la
buena calidad de la informacion, todos los registros de rayos incluidos siempre han sido
detectados por 5 o mas estaciones), los campos de fecha y hora tienen una precision en la
A.1 Tecnologıas y sistemas de localizacion de rayos 79
Figura A-6.: Mapa de precision en la localizacion de rayos de la red WWLLN.
fraccion de segundos de 4 cifras decimales y se encuentran referenciadas al sistema horario
UTC.
A.1.7. LINET, Una red VLF/LF de deteccion de rayos en Europa [1]
La red de deteccion LINET fue desarrollada en la Universidad de Munich, en Alemania,
funciona en el rango de baja frecuencia (VLF/LF) y ha tenido un crecimiento constante des-
de su puesta en funcionamiento, actualmente cuenta con cerca de 90 sensores en 17 paıses,
tiene una cobertura que abarca la longitud 10◦ W - 35◦E y la longitud 30◦N - 65◦N. La
red esta mantenida y es operada por NOWCAST GmbH, esta empresa ofrece informacion
historica y en tiempo real para proyectos de investigacion a nivel nacional e internacional.
La red LINET es capaz de detectar senales de baja amplitud, y de esta forma, es sensible no
solo a corrientes debiles de descargas electricas nube-tierra (CG), sino tambien detecta rayos
intra-nube (IC). El numero de descargas intra-nube localizadas es suficiente para clasificarla
como “total-lightning”, la discriminacion entre descargas CG e IC es lograda mediante un
nuevo metodo denominado time-of-arrival 3D que es aplicable solo en algunas partes densas
de la red. La precision en la localizacion de cada rayo llega a una valor promedio de 150m,
pero debe aclararse en todo caso, que deben realizarse correcciones en los valores calculados
en algunos sitios especıficos y para tener en cuenta efectos de propagacion. Es importante
destacar que la informacion ofrecida por esta red tiene una distribucion delgada del error
para las posiciones alrededor de la media, igualmente se tiene una ocurrencia muy baja de
localizaciones erroneas (outliers), lo que convierte a esa red en una buena herramienta en
las actividades de seguimiento y la prediccion de rayos.
La ventaja mas destacable de esta red es la gran eficiencia en la deteccion, especialmente en
las descargas con una amplitud muy baja de corriente, usa un diseno modular de cuatro par-
80 A Anexo: Sistemas de deteccion y Localizacion de rayos
Figura A-7.: Localizacion de estaciones en el continente americano, red WWLLN.
tes, el modulo 1 consiste en una antena de dos brazos cruzados que funciona como un sensor
pasivo para las componentes de campo magnetico, este sensor no usa ningun componente
electronico activo, por lo tanto, no requiere de ninguna fuente de alimentacion o etapas de
pre-amplificacion. Dos sensores en lazo orientados ortogonalmente uno del otro miden las
componentes Bx(t) yBy(t) del flujo magnetico directamente en funcion del tiempo en el
rango de frecuencia de interes (1 a 200kHz) sin necesidad de una subsecuente integracion.
El modulo 2 es el encargado de la estampa de tiempo de la senal, esto se logra mediante
un reloj GPS con una precision cercana a los 100ns, la tercera etapa esta compuesta por
todos los procesos de amplificacion de la senal, filtrado, conversion AD y procesamiento de
la informacion, todo esto dentro de un dispositivo desconectable dentro de una unidad de
proceso por separado, que es la etapa 4.
A.1.8. LAMPINET Red de deteccion de rayos italiana [1]
En 2004 el servicio meteorologico de la fuerza aerea italiana instalo una moderna red de loca-
lizacion de rayos denominada LAMPINET, con el animo de monitorear descargas electricas
atmosfericas, LAMPINET consiste de 15 sensores con tecnologıa IMPACT ESP, distribui-
dos uniformemente sobre el territorio del paıs, utiliza las tecnicas MDF (magnetic direction
finding) y ToA (time of arrival), alcanza una eficiencia en la deteccion de cerca del 90%
para corrientes normalizadas mayores a 50kA, y una precision en la ubicacion de 500m en las
A.1 Tecnologıas y sistemas de localizacion de rayos 81
zonas centrales de Italia, en zonas localizadas en los bordes y por fuera de la red se calculan
unos valores de deteccion y de eficiencia menores.
Los sensores de LAMPINET miden los campos electricos y magneticos del rayo para detec-
tar descargas nube a tierra (CG) y algunas descargas intra-nube (IC), el ancho de banda
de los sensores esta en el rango de 1 a 350kHz. El campo electrico producido por el rayo
es medido por un condensador de placas paralelas, mientras el campo magnetico es medido
mediante sensores de lazos cruzados, a partir de este sensor, se puede determinar el angulo
de incidencia; otros componentes del sistema son, sincronizacion GPS, una etapa de analisis
de las senales, una etapa electronica encargada de el sistema de comunicaciones y la fuente
de alimentacion.
A.1.9. Sistemas de localizacion de rayos en Espana [1]
El sistema de deteccion de rayos de Espana (SLDN) que inicio en 1992 cuenta en la actua-
lidad con mas de treinta sensores de tecnologıas MDF (magnetic direction finding) y ToA
(time of arrival), tiene un cubrimiento de la penınsula iberica, las islas baleares una par-
te del territorio portugues y las islas canarias; el segundo sistema de localizacion de rayos,
inicio su operacion en 2003 y se llama sistema de localizacion de rayos catalan (XDDE),
esta compuesto por tres interferometros VLF capaces de detectar descargas intranube (IC).
La disponibilidad de estos dos sistemas de localizacion de rayos, permite el registro de dıas
de tormenta electricas sobre el paıs y con la ayuda de radares, es posible reunir y construir
el comportamiento de la climatologıa espanola en particular en la region Cataluna.
Con la informacion de estos dos sistemas se ha logrado realizar desde estudios relaciona-
dos con condiciones climaticas, hasta actividad de rayos relacionada con eventos luminosos
transitorios (TLE), como complemento y en busca de mejorar la eficiencia en la deteccion
de estos sistemas se han usado otro tipo de tecnologıas como por ejemplo, mediciones de
campos electrostaticos, electricos y magneticos, ası como grabaciones con camaras de video.
A.1.10. Sistema de localizacion de rayos en Brasil RINDAT [1]
RINDAT cubre aproximadamente un 50 a 60% del territorio de Brasil y opera con frecuen-
cias LF/VLF, cubriendo un area de aproximadamente 400 km, pertenece a un consorcio de
companıas electricas brasileras e institutos de investigacion.
El primer sistema de localizacion de rayos en Brasil fue instalado en 1988, se trataba de
una pequena red regional en la parte sur del paıs, consistıa de cuatro sensores LPATS que
usaban la metodologıa ToA, en 1996 el sistema fue actualizado para incluir sensores de tipo
82 A Anexo: Sistemas de deteccion y Localizacion de rayos
IMPACT, en 1996 la red fue denominada La red brasilena integrada de deteccion de tormen-
tas (RINDAT), el numero de sensores se aumento gradualmente hasta llegar a 24 a finales de
2005. En 2006 otras dos redes regionales comenzaron a operar en el sur y el norte del paıs,
la red del sur consiste de de 10 sensores IMPACT, mientras la red del sur la constituyen 13
sensores LPATS. Actualmente solo existe una red en el Brasil, denominada Red brasilena
de deteccion de rayos (BrasilDAT), que consta de 47 sensores, LPATS e IMPACT, y es el
resultado de la integracion de todas las redes.
B. Anexo: Monitoreo de calidad de
potencia en sistemas de distribucion
En los sistemas electricos de potencia, pueden presentarse perturbaciones en la tension y
corriente que alimentan a un usuario, estas perturbaciones suceden cuando la frecuencia y
la amplitud no son iguales a los valores nominales establecidos, cuando hay formas de onda
que no son completamente sinusoidales o cuando hay presencia de componentes de secuencia
negativa o cero (por ejemplo, en un sistema trifasico), el termino calidad de potencia es una
expresion generica usada para caracterizar una serie de perturbaciones, no hace referencia
alguna a la calidad de la potencia electrica como magnitud (es decir la magnitud del pro-
ducto corriente y tenson) sino que mas bien, resume la calidad de las senales de tension y
de corriente de suministro.
Debido a la naturaleza de los sistemas electricos, las condiciones de la corriente que son
usadas por las cargas de un usuario afectan las condiciones de la tension suministrada por el
operador de red y las condiciones de la tension afectan las condiciones de la corriente usada
por el usuario. Generalmente, ninguno de los dos tiene una responsabilidad completa por las
perturbaciones que se presentan en la tension o la corriente; se dice entonces que un sistema
electrico alcanza su mejor punto de funcionamiento, en terminos de calidad de potencia si
se cumplen simultaneamente las dos siguientes condiciones:
Cuando la tension de alimentacion cumple con los requerimientos especıficos, de tal
forma, que no afecta la correcta operacion de las cargas.
Cuando las cargas cumplen los requerimientos especıficos y no inyectan en la red per-
turbaciones que afecten a otras cargas o a la tension de alimentacion.
En el pasado, la principal preocupacion sobre la calidad de la potencia electrica, era la con-
tinuidad del servicio y solamente las interrupciones eran consideradas como perturbaciones
importantes, hoy en dıa, otras perturbaciones cobran mayor importancia, teniendo en cuenta
que, la continuidad es necesaria en todos los procesos industriales de un paıs que espere ser
competitivo y que hay nuevas cargas con componentes electronicos que se han difundido en
todos los sectores de la sociedad; y es que precisamente las cargas con componentes electroni-
cos son las mas sensibles a las perturbaciones de calidad de potencia, y en el caso especial
84 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
de componentes de electronica de potencia, introducen perturbaciones en la red electrica.
La medicion de parametros de calidad de potencia tiene 2 objetivos fundamentales, la carac-
terizacion de las condiciones de calidad de potencia en un punto de la red y la localizacion de
las fuentes de las perturbaciones. El primer objetivo es verificar las desviaciones con respecto
a las condiciones ideales o acordadas de operacion, el segundo es la asignacion de responsabi-
lidades por el deterioro de las condiciones de calidad de potencia, si bien, este es un aspecto
mas bien reciente, puede llegar a tener gran importancia dentro de contratos especiales de
calidad y en aspectos relevantes a regulacion y funcionamiento del sistema. El proposito de
la medicion definitivamente afecta el tipo de equipos de medicion que deberan ser usados,
ası como su precision, por ejemplo, en [7] para cualquier parametro que se desee medir, se
definen, distintas clases de mediciones, y especificaciones necesarias mınimas para el registro
de perturbaciones de calidad de potencia. en todo caso, sin importar que clase de medicion
se realice, debe siempre tenerse en cuenta los siguientes aspectos:
Asegurar que la medicion seleccionada capaz de proporcionar informacion confiable
sobre el fenomeno o problema bajo observacion.
Asegurar que los parametros sean medidos con la precision necesaria.
Al implementar el sistema de medida, asegurar que los sistemas involucrados cumplan
con los requerimientos de eficientemente economica.
La medicion de perturbaciones de calidad de potencia se requiere principalmente para:
Dar cumplimiento de obligaciones regulatorias: En muchos paıses, las autoridades en-
cargadas de la regulacion del sector electrico, permiten y fomentan la introduccion
de clausulas para condiciones especiales de calidad de potencia, por lo tanto, se hace
necesario una medicion precisa para verificar si se estan cumpliendo las condiciones
contractuales o no, y de ser posible localizar las fuentes de las perturbaciones de la red.
Pruebas de cumplimiento: Los sistemas y equipos pueden ser sometidos a pruebas
para verificar si su desempeno, en terminos de emision y susceptibilidad, reunen las
condiciones establecidas por estandares internacionales.
Solucion de problemas: Las perturbaciones de calidad de potencia conllevan a proble-
mas y mal funcionamiento de equipos en plantas industriales y/o respectivas protec-
ciones electricas, las mediciones de calidad de potencia, pueden servir para identificar
los problemas y en ocasiones para encontrar soluciones.
Creacion de bases de datos estadısticas: Muchas organismos de estandarizacion, en-
tes reguladores y operadores de red, investigadores adelantan actualmente mediciones
sistematicas por lapsos prolongados con el animo de obtener ındices reales de las con-
diciones de calidad de potencia.
85
En relacion con los metodos para la medicion de calidad de potencia, no se tienen realmente
metodologıas ampliamente aceptadas, ya que, de ser necesaria una evaluacion de las condi-
ciones de calidad de potencia en un punto, lo que normalmente se hace para cada usuario o a
lo sumo para un conjunto de usuarios, normalmente, es necesario realizar una medicion en el
punto de acople comun, es decir, en cada punto en donde fısicamente se une un usuario con
la red de distribucion. Sin embargo, esto se convierte en una gran limitacion, y teniendo en
cuenta que en muchas ocasiones la medicion en cada usuario no es un opcion, por ejemplo, si
se requiere de mediciones simultaneas en muchos puntos del sistema, actualmente se investi-
gan opciones para realizar mediciones en puntos importantes del sistema y de esta forma dar
con valores globales de calidad para el sistema sin necesidad de realizar mediciones en cada
punto. En la mayorıa de casos el proceso de optimizacion incluye el tipo de perturbacion de
calidad e potencia que se requiere conocer.
Las condiciones actuales de la regulacion de calidad de energıa, son muy prometedoras, en
muchos paıses se han iniciado campanas de medicion sistematizadas de parametros de calidad
de potencia, sin embargo, no se ha llegado actualmente a un consenso sobre las metodologıas
de evaluacion, aun persisten problemas relacionados con la asignacion de responsabilidades,
el manejo de la informacion de datos de mediciones, entre otros problemas, es clara, para
muchos entes reguladores internacionales, la necesidad de establecer un conjunto de reglas
mınimas para el suministro de electricidad.
En muchos paıses se empiezan a solicitar campanas de medicion a los operadores de red para
tratar de establecer las condiciones de calidad de potencia de sus sistemas, de igual forma, el
trabajo de organismos de estandarizacion, como IEC, CENELEC, IEE, IEEE entre otros, ha
servido en muchas ocasiones, como punto de partida para la creacion de estandares naciona-
les relacionados con la definicion de conceptos basicos de calidad de potencia, sin embargo, en
relacion con la evaluacion, el proceso ha sido lento, seguramente debido a que no se cuentan
con mediciones que sustenten algun lımite maximo permitido. A nivel nacional, nos encon-
tramos finalizando la etapa de establecimiento de las condiciones presentes del sistema y se
espera que en un corto plazo se defina una metodologıa de evaluacion y lımites maximos aso-
ciados [44]. En Europa se tienen algunos avances interesantes, el conjunto de asociaciones de
operadores de red de Austria, Suiza, Alemania y Republica Checa, se encuentran trabajando
en la tercera actualizacion del documento “Technical Rules for the Assessment of Network
Disturbances”[45, 46] en este documento, se muestran metodos uniformes para la evaluacion
de perturbaciones en redes de media y baja tension, tomando como base los lımites o reco-
mendaciones de entes de estandarizacion como la IEC o la CENELEC, los metodos que se
muestran en este documento se presentan de una forma muy simplificada, buscando facilitar
el calculo de los mismos y buscando obtener resultados gruesos y con bastante holgura.
86 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
B.1. Sags de tension en sistemas de distribucion
Las perturbaciones de calidad de potencia pueden ser variadas y se relacionan directamente
con los parametros de la senal de tension y corriente, que deberıan tener siempre un valor
constante, en la practica esto es imposible, por lo que, cualquier desviacion de los valores
normales de estas dos senales puede considerarse una perturbacion de calidad de potencia,
hasta el momento se ha propuesto una division en dos grupos, por una parte las perturba-
ciones estado estacionario y las perturbaciones de tipo transitorio, de estas dos categorıas la
que nos interesa son las perturbaciones de tipo transitorio.
B.1.1. Sags de tension
Los hundimientos de tension, denominados indistintamente sags o dips [7, 6], se caracterizan
principalmente por 2 parametros, la magnitud de la reduccion de tension en el suministro y
el tiempo transcurrido hasta que la tension regresa a su estado de normalidad. La figura B-1
muestra la definicion de sag segun la normatividad Colombiana [8]. “Los sags de tension son
reducciones subitas del valor eficaz de la tension por debajo del 90% y por encima del 10%
de la tension declarada, seguido por un retorno a un valor mas alto que el 90% de la tension
declarada, en un tiempo que varıa desde los 8,33 milisegundos (medio ciclo a 60Hz) hasta 1
min.” [8].
Figura B-1.: Descripcion hundimiento de tension o sag.
Algunos procesos industriales de los que hacen parte equipos sensibles, son afectados por la
ocurrencia de sags de tension, incluso un solo sag es suficiente para detener un proceso o
producir un error en un equipo electronico, a la fecha no se cuenta con estadısticas de varios
anos, con los cuales pueda observarse algun tipo de patron o estacionalidad detalladas, sin
embargo, se considera que se presentan muchos mas sags, que interrupciones en un sistema
de distribucion [47], estudios localizados de calidad de potencia en algunos paıses dan una
referencia de los costos asociados a los sags de tension, en [48] se estima que los sags de
tension y las interrupciones de corta duracion son causantes de aproximadamente un 60%
B.1 Sags de tension en sistemas de distribucion 87
de los costos asociados a desperdicios de producto a nivel industrial, no se incluyen en este
estudio sectores de servicios, como por ejemplo, centros de computo u hospitales. En [49] se
muestran los resultados de un estudio elaborado por “The Canadian Electrical Association”,
las mediciones se realizaron por un periodo de 3 anos sobre un grupo de 550 usuarios de tipo
residencial, industrial y comercial. El estudio muestra valores promedios de numero de sags
ocurridos, una clasificacion de sags dependiendo la magnitud del evento, estadısticas de sags
discriminadas por fases y se hace una correlacion entre los eventos registrados en un nivel
de media tension y los sags registrados en el punto de acople comun en los usuarios bajo
medicion.
B.1.2. Sags de tension en sistemas trifasicos
La mayorıa de metodos para caracterizar los sags de tension, usan unicamente 2 parametros,
en el caso de mediciones monofasicas esta es una buena aproximacion, en todo caso, algunas
suposiciones se realizan, la principal de ellas, que la tension rms puede ser descrita a traves
de un solo valor, esto no siempre es el caso, de hecho este metodo desprecia el hecho de que,
la mayorıa de los sistemas de potencia son trifasicos, y una gran porcion del equipo que se
dispara corresponde a cargas trifasicas.
La clasificacion ABC
La clasificacion de los sags por medio de la metodologıa ABC tiene en cuenta el compor-
tamiento de las magnitudes de las tensiones cuando ocurre uno u otro tipo de falla en el
sistema electrico, luego de un analisis por medio del metodo de componentes simetricas se
llega a 7 categorıas para su clasificacion.
Clasificacion por componentes simetricas
En esta clasificacion, ademas de las componentes simetricas de las tensiones, se usa un
termino denominado tension caracterıstica y el factor PN, con esta metodologıa es posible
distinguir las magnitudes de los sags de tension en una fase y los sags de tension por causa
de fallas entre dos fases, de manera interesante un sag de tension con una caıda equivalente
en las tres fases es un caso en el lımite para cualquiera de los dos sags de tension de referencia.
B.1.3. Parametros adicionales de los sags de tension
Las fallas son las principales causas de los sags de tension, y debido a esto, muchos autores
e investigadores, no discuten sobre otra causa de los sags de tension. Aunque los parametros
que mejor caracterizan a un sags de tension son la duracion y la tension remanente, se
han venido introduciendo otro tipo de caracterısticas o parametros, tales como el salto de
88 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
angulo de fase, el punto de la onda, y algunas caracterısticas de los sags de tension de
tipo trifasico, la principal razon para la introduccion de tales parametros adicionales, es que
algunas caracterısticas de la carga no pueden ser explicadas completamente unicamente con
la duracion y la magnitud, las otras magnitudes dan informacion adicional del evento en el
sistema de potencia que llevo al sag de tension.
Salto de angulo
El parametro salto de angulo muestra los cambios que ocurren en el angulo de fase de las
ondas de la senal de tension cuando ocurre un sag de tension, para las fases en las que se
presenta el sag y en las que no tambien. En terminos generales, las tensiones de las fases
pueden experimentar diferentes cambios de fase mientras se presenta el sag de tension, por
lo que se debe usar una representacion que muestre estos cambios en cada una de las fases.
Algunos estudios muestran que la magnitud del cambio de fase es practicamente indepen-
diente del tipo de sag de tension [50].
Este parametro aun no ha sido muy estudiado hasta ahora, debido principalmente a que
ninguna norma relacionada con la calidad de potencia ha definido claramente metodos de
medicion, prueba y mucho menos lımites o valores recomendados.
Punto de onda inicial
Todo sag de tension tiene un instante inicial, ti, en el que se inicia la caıda de tension, y
un instante final, tf , en el que se produce la recuperacion de la tension. El inicio del sag
corresponde con un punto de onda de la tension de la fase correspondiente, de igual forma
hay un punto correspondiente para el final del sag, los puntos de onda los los angulos de la
tension en el instante de inicio y finalizacion del sag de tension [51].
En comparacion con el salto de angulo, la medicion de este parametro es algo mas compleja,
igualmente no hay una metodologıa de medicion especificada por ninguna norma de calidad
de potencia, claramente la medicion de este parametro puede verse influenciado por las co-
nexiones de los transformadores en el sistema de distribucion.
B.2. Caracterısticas de un sag de tension causado por un
rayo
Luego de revisar los conceptos generales sobre los sistemas de localizacion de rayos y sobre
calidad de potencia, especıficamente sags de tension, en esta seccion daremos una revision
B.2 Caracterısticas de un sag de tension causado por un rayo 89
sobre las caracterısticas de un sag de tension a causa de un rayo; analizando el proceso que
ocurre desde el impacto del rayo hasta el momento en que un equipo de monitoreo de calidad
de potencia detecta el sag de tension.
Respecto de la magnitud del sag de tension, esta depende principalmente de la relacion entre
la impedancia de falla y la impedancia equivalente desde el punto de la falla hacia el sistema;
en el siguiente ejemplo, se ha realizado la simulacion de un sistema de prueba, el sistema
consta de una fuente de alimentacion (a manera de equivalente de red), un tramo de lınea de
distribucion, un transformador con relacion 13,2/0,208 kV , un tramo de red de baja tension
y una carga. La figura B-2 muestra el comportamiento de la corriente un momento antes y
despues de una falla en una de las fases.
Figura B-2.: Corriente transitoria durante una falla en un transformador.
De la figura B-2 se observa, que la corriente de la falla suministrada por el transformador
tiene dos componentes, una de tipo estacionario y otra de tipo transitorio. La componente
de tipo transitorio tiene un tiempo de decaimiento despues del cual solo se mantiene la com-
ponente de tipo estacionario, la magnitud de la componente de estado estacionario solo se
ve limitada por la impedancia de la red y la impedancia en el lugar de la falla; asociada a
la corriente de falla en el transformador se presenta un calentamiento anormal en el trans-
formador que podrıa llevar a una desgaste prematuro del aislamiento, en caso de tratarse de
transformadores con aceite como aislante podrıa presentarse combustion del mismo. Duran-
te el tiempo que permanece la corriente de tipo transitorio se presentan pares mecanicos de
una magnitud considerable que pueden deformar los devanados y la construccion completa
del transformador. En este momento se presentan dentro del sistema corrientes de corto
circuito que hacen a operar a sistemas de proteccion, por ejemplo, reles de proteccion de so-
brecorrientes, estos equipos abren el circuito para evitar danos en la red, este corto circuito
sera registrado en diferentes partes del sistema como un sag de tension.
90 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
Lo anterior en el caso de la corriente, para el caso de la tension que se presenta en los bornes
del transformador durante la falla, dependera de distintas factores, como por ejemplo, la
impedancia de la red, la distancia a la que se encuentre el usuario del lugar donde ocurrio la
falla o si el usuario es alimentado por el mismo circuito en donde ocurrio la falla, por ultimo
y tal vez lo mas importante, depende del tipo de conexion del transformador, en este pun-
to podemos decir que, casi por regla que la mayorıa de transformadores de distribucion de
CODENSA tienen una conexion del tipo Dy5 aterrizada, mientras los transformadores en
el nivel de media tension 57,5/11,4kV o 57,5/13,2kV tienen conexiones de tipo Y y. Estos
factores hacen que se presenten sags de tension con unas caracterısticas particulares.
B.2.1. Simulacion de falla en un circuito por causa de un rayo
En el analisis realizado hasta el momento no se ha tenido en cuenta que la causa de la falla
en el sistema es el fenomeno de flashover en el circuito, ya que, en el analisis de la falla no
interviene la causa del mismo, sino principalmente los aspectos que se han revisado.
Con el objetivo de observar el fenomeno de flashover en un circuito de distribucion se ha
implementado el modelo de una lınea de distribucion con un transformador de distribucion al
final de circuito y una carga conectada en el lado de baja tension. Debemos mencionar que en
el modelado de este fenomeno se ha requerido del uso de dos aplicaciones con caracterısticas
distintas para el analisis de circuitos que simulan el comportamiento del circuito bajo dos
puntos de vista distintos, en el ejemplo anterior, para la visualizacion de la corriente transi-
toria y el comportamiento de estado estable del sistema se ha usado el programa DigSilent,
este programa permite el modelado y la simulacion de un circuito en estado estable, si bien,
es posible realizar un analisis de tipo transitorio, se ha preferido para este tipo de simulacion
el programa ATP, dada su amplia difusion y una mayor cantidad de informacion de soporte
para el analsis de transitorios electromagneticos.
Como se ha mencionado, el fenomeno de flameo puede presentarse en el circuito por dos
causas, la primera es por un impacto directo de un rayo sobre una fase del circuito y la otra
es por una tension inducida a causa del impulso electromagnetico del rayo, cuando impacta
en un lugar cercano a una lınea de distribucion, en esta seccion se muestran el modelo im-
plementado para el caso de falla por impacto directo.
B.2.2. Descripcion del modelo
La figura B-3 muestra el modelo del circuito implementado en ATP, una parte de este mo-
delo se hizo tomando como base el trabajo realizado por Herrera [52], la parte usada fue
el modelo del transformador de distribucion y los elementos de proteccion asociados, los
B.2 Caracterısticas de un sag de tension causado por un rayo 91
descargadores de sobretension. A este modelo se le agrego un tramo corto de lınea de dis-
tribucion, una fuente de corriente Heidler que simula la corriente inyectada por el rayo y
un modelo sencillo de reconectador de media tension (desarrollado completamente para este
trabajo) programado usando el lenguaje MODELS, este lenguaje es usado para el desarrollo
de modelos complejos de componentes y construir librerıas en ATP. El modelo empleado
para representar el fenomeno de flashover es un interruptor que se cierra una vez se alcanza
un valor de tension establecido al cerrar el interruptor ocurre un corto circuito.
Figura B-3.: Modelo de impacto de rayo sobre un tramo de lınea de distribucion
El circuito contiene un tramo de circuito de media tension, de 500 metros de longitud, los
parametros de esta lınea fueron tomados de los componentes usados por CODENSA S.A.
E.S.P. en sus redes de distribucion, luego de esto viene el modelo del reconectador, qjue
describiremos brevemente, el modelo usa 9 componentes “Switch”, 3 en serie para cada fase,
la orden de apertura o cierre a estos componentes es dada por el model M10, estos compo-
nentes son los que realizaran las maniobras de apertura y cierre del circuito; como entrada
al modelo se tienen 3 elementos “TACS device type 66: Root Mean Square (RMS)”, estos
elementos miden y entregan el valor rms de la corriente que circula por cada una de las
lıneas del circuito al model, para pasar el valor de las senales del circuito al model se usan
omponentes “TACS source 91”.
92 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
El modelo implementado se denomina M10.MOD, tiene como entrada el valor rms de 3
corrientes y las salidas son ordenes de apertura y cierre para interruptores en el circuito,
internamente este modelo compara, en cada paso de tiempo, el valor rms de la corriente en
cada de las lıneas contra la curva de operacion IEC C3 extremamente inversa, imitando la
operacion de un rele de sobrecorriente PL250; el modelo implementado realiza 3 intentos de
recierre antes de dejar abierto definitivamente el circuito. Es importante mencionar que en
el modelo es posible establecer el tiempo de actuacion, ya que, un reconectador real tiene
componentes mecanicos que conllevan a unos tiempos de actuacion.
Luego de esta etapa se ha instalado una fuente de corriente tipo “Heidler 15”, la funcion
Heidler, ha sido una expresion analıtica usada frecuentemente para representar la corriente
en la base del canal de rayo ya que, se ajusta muy bien con observaciones realizadas [53].
Luego se tienen dos descargadores de sobretension, finalmente, se ha usado un transformador
saturable, a este transformador se le han adicionado el efecto de la capacitancia entre los
devanados primario y secundario. En la figura B-3 se senalan los nodos XX0026, XX0027,
XX0037 y XX0038 ya que las tensiones en estos nodos seran revisadas.
Figura B-4.: Sobretension y sag de tension en tramo de circuito de MT.
La figura B-4 muestra la tension en los bornes del transformador para una de las fases, a
los 61ms de simulacion impacta el rayo, produciendo un sobretension en la lınea que alcan-
za un valor cercano a los 40kV, en estas condiciones se produce flameo en el circuito, se
observa que la tension cae a cero, ya que se ha producido una falla en el circuito, una vez
el rele de proteccion del reconectador detecta la sobrecorrinte en el circuito se produce la
primera apertura del circuito, esta se produce a los 68 ms de simulacion; en este ejemplo,
B.3 Mejoramiento de ındices de PQ en circuitos afectados por rayos 93
se ha programado el tiempo para el primer recierre en 90ms, por lo que, pasado este lapso
se intenta el recierre del circuito, el flameo en la lınea se ha extinguido por lo que solo es
necesario este intento de recierre para normalizar el servicio.
Figura B-5.: Sobretension y sag de tension en el lado de baja tension.
En la figura B-5 se observa la tension en el lado del usuario, la sobretension a causa de la
corriente del rayo llega hasta los 700V, luego de esto se observa un sag de tension, tomando
una relacion entre las tensiones pico, antes y durante el sag se observa una disminucion de
la magnitud de la tension hasta un 70% de la inicial, la duracion de este sag de tension
es de 8ms y esta dada por el tiempo de actuacion de las protecciones del circuito, seguido
al sag de tension ocurre una interrupcion del servicio, con una duracion que esta dada por
el tiempo programado para que el reconectador realice el primer intento de cierre. Solo
queda por mencionar que este perfil de tension es el que se registra en un usuario que se
encuentra conectado “aguas abajo”de la falla del circuito, si el usuario se encontrase en otro
sitio, digamos antes de la falla o en otro circuito que este conectado a la misma barra, se
observara unicamente el sag de tension.
B.3. Mejoramiento de ındices de PQ en circuitos
afectados por rayos
Las condiciones de calidad de potencia de un circuito se pueden ver influenciadas por la can-
tidad de rayos que impacten en la zona en donde se encuentra, historicamente siempre se ha
abordado el impacto de los rayo sobre la calidad del servicio, es decir, cuando se produce la
interrupcion, sin embargo, como se muestra en este trabajo, la calidad de potencia tambien
94 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
puede verse afectada; dadas las caracterısticas transitorias del rayo, las perturbaciones de
calidad de potencia que se espera afecten los circuitos tambien seran de tipo transitorio.
De presentarse alguna perturbacion sobre las redes de distribucion esta sera una sobreten-
sion transitoria, esta sobretension transitoria en algunas ocasiones podra superar el nivel
basico de aislamiento de la lınea de distribucion y se convertira en una falla en el sistema,
si no se sobrepasa este nivel estaremos hablando de una sobretension transitoria [8], pero
si se sobrepasa este nivel, es posible que se produzca flameo sobre la lınea y se produz-
ca una falla, esta falla sera vista por un grupo de usuarios como una interrupcion y por
otro grupo de usuarios sera vista como un sag de tension, como hemos visto en secciones
anteriores hay varios factores que intervienen en la magnitud y la duracion del sag de tension.
Antes de revisar las alternativas para mejorar el comportamiento en el sentido de mejorar los
ındices de calidad de potencia en los circuitos de distribucion afectados por rayos revisaremos
algunos criterios corporativos empleados por empleados por CODENSA S.A. E.S.P. para el
diseno de sus circuitos de distribucion y en forma especıfica las medida que se toman en el
caso de la proteccion contra descarga electricas atmosfericas 1.
En el diseno de las redes de media se tienen en cuenta varios criterios que se aplican en
un orden establecido, inicialmente se usa un criterio tecnico economico para la definicion de
secciones en las redes de media tension, que se complementa con conceptos de capacidad no-
minal y capacidad de emergencia segun el tipo de red que se trate (aerea o subterranea), de
esta forma se definen una serie de calibres que se emplearan en los diferentes alimentadores
de la empresa.
Segun cada clasificacion y el nivel de riesgo asumido para cada una de ellas, se define un
criterio para el seccionamiento de los alimentadores segun: puntos de respaldo, longitud de
los tramos de red y las cargas conectada a cada tramo, siguiendo la misma metodologıa
se define un criterio para las suplencias, de esta forma, se establece que la confiabilidad de
las redes, respecto de las interrupciones, estara determinada por el nivel de riesgo de cada
instalacion, lo que a su vez definira el margen de reserva que por diseno debiera tener cada
alimentador.
Ante una falla de una porcion del alimentador, el tramo afectado por la falla no podra ser
realimentado hasta que el defecto sea reparado, en consecuencia, todos los clientes servidos
desde este segmento de red estaran sin suministro durante un lapso, en cualquier configu-
racion del tipo radial, por lo tanto, en la mayorıa de los casos no sera posible brindar un
nivel de riesgo cero, esto es: es muy probable que siempre existira una carga afectada que no
sera posible respaldar hasta que se repare la falla o se finalice la desconexion del tramo.
1Informacion adaptada de [54]
B.3 Mejoramiento de ındices de PQ en circuitos afectados por rayos 95
Por lo anterior, la ubicacion de las cargas no incidira en la confiabilidad del alimentador,
luego, no debieran existir tramos de red privilegiados para la instalacion de cargas, siempre
y cuando se cuente con los equipos de maniobra asociados a estas cargas, que permitan
una adecuada operacion de las redes; este concepto es valido para la red principal, ramales,
suplencias, etc.
En relacion con problemas en las condiciones de calidad del servicio para circuitos en par-
ticular se usan metodologıas de analisis y evaluacion de proyectos de automatizacion en los
circuitos afectados, el criterio que se usa es la cuantificacion de beneficios, de esta forma, los
proyectos de automatizacion solo obedecen a alternativas de solucion rentables a problemas
de incumplimiento de indicadores maximos permitidos.
Es importante recordar que dadas las condiciones regulatorias, la tarifa tiene un caracter
integral, en el sentido que supone una calidad y un grado de cobertura del servicio, cuyas
caracterısticas definiran las comisiones reguladoras [16], es decir, los operadores de red seran
remunerados por un suministro con unas condiciones mınimas de calidad establecidas por el
ente regulador, si no se reconoce el mejoramiento de las condiciones de calidad de potencia,
para el operador de red no sera rentable por su cuenta realizar mejoras en las condiciones
de calidad de potencia.
Para el caso especıfico de las descargas electricas atmosfericas las recomendaciones que se
siguen son las siguientes:
Los equipos empleados en la proteccion de las instalaciones ante descargas atmosfericas son
pararrayos de oxido de zinc (ZnO), ubicados lo mas proximo posible al equipo que se desea
proteger, se procura brindar proteccion a equipos importantes, como reguladores de voltaje,
transformadores de distribucion, transiciones de redes aereas a subterraneas, reconectadores,
etc., pueden usarse indicadores de falla, estos equipos, segun su configuracion, tienen la ca-
pacidad de indicar el paso de una sobrecorriente superior a la de su ajuste, permanente y/o
transitoria, logrando reducir en forma importante los tiempos de inspeccion asociados a una
falla, por su bajo costo y diseno, conceptualmente son aplicables tanto en redes aereas como
subterraneas y se privilegiara su instalacion en forma masiva dentro de las redes existentes
y/o nuevas, toda vez que se justifique economicamente.
En las redes aereas no se instalaran pararrayos de oxido de zinc con la sola funcion de pro-
teger la red y/o su aislamiento; en este caso, se deben buscar alternativas constructivas para
minimizar el impacto de los rayos sobre los conductores.
Algunas de las alternativas constructivas utilizadas en este caso son:
96 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
Proteccion natural de laderas de cerros: evitar la construccion sobre las cumbres de los
accidentes geograficos (cerros, montes, etc.), aprovechando el apantallamiento natural
de la geografıa al construir a “media ladera”; esto significara construir mas estructuras,
pero se reducira la probabilidad de impacto de rayos sobre la lınea.
Instalacion de pararrayos “franklyn”: Instalacion de las mismas varillas empleadas para
la puesta a tierra, pero sobre los postes adyacentes y conectadas a tierra, con el objeto
de atraer el rayo hacia esta estructura y evitar la caıda sobre la lınea o equipos.
Empleo de neutro corrido en media tension como conductor de guardia, en el extremo
superior de los postes y conectado a tierra, esta es una disposicion de mayor costo,
pero que ademas permite la instalacion de transformadores monofasicos y que brinda
buena proteccion en sectores de nivel ceraunico elevado.
Mejoramiento de la puesta a tierra de los pararrayos, utilizando suelo artificial de baja
resistividad e instalando pararrayos en las redes rurales (veredales) de baja tension que
no dispongan de apantallamiento de redes MT (trazados independientes).
Todas las actividades que se realicen encaminadas al mejoramiento de las condiciones de ca-
lidad de potencia en los circuitos de distribucion deben ser solicitadas por el ente regulador,
de otra forma no habra ninguna tipo de motivacion para que el operador realice alguna inver-
sion en activos adicionales; el procedimiento normalmente usado para mejorar el desempeno
de las lıneas de distribucion ante descargas electricas atmosfericas incluye:
Mejorar el apantallamiento, bien sea por la adicion de un cable de guarda o por medio
del aprovechamiento de las condiciones geograficas.
La instalacion de descargadores de sobretension.
el incremento en el nivel de aislamiento, como por ejemplo el uso de cables recubiertos.
A modo de consulta, la norma IEEE Guide for Improving the Lightning Performance of
Electric Power Overhead Distribution Lines, IEEE-1410 [12], tiene como objetivo presentar
alternativas para la reduccion de flameos en la lıneas de distribucion aereas por causa de
rayos. En el caso de dispositivos especializados para suministrar un soporte de tension en el
momento de presentarse un sag de tension se encuentra el uso de equipos de almacenamiento
de energıa o soluciones directamente en el lado del usuario, como por ejemplo UPS o dispo-
sitivos de electronica de potencia. En este sentido, se pueden mencionar dispositivos como
los static series compensator, estos equipos son relativamente nuevos y los costos asociados
no los convertirıan en soluciones financieramente viables.
B.4 Monitoreo de calidad de potencia en Colombia 97
B.4. Monitoreo de calidad de potencia en Colombia
B.4.1. Antecedentes
En Colombia, uno de los primeros estudios independientes sobre calidad de potencia fue
realizado por las firmas privadas Christensen Associates, Econometrıa S.A. y Consultores
Unidos S.A. en 2000 [55], la financiacion estuvo a cargo de CREG, el estudio incluyo 11
municipios atendidos por once empresas de distribucion, en ELECTROCOSTA: Cartagena
y Sincelejo. En ELECTRICARIBE: Barranquilla y Santa Marta. En EEPPM: Medellın. En
CEDENAR: Pasto. En EMSA: Villavicencio. En EBSA: Tunja y Sogamoso. En ELECTRO-
LIMA: Ibague. En CODENSA: Bogota. En EMCALI: Cali. En EPSA: Buga. Y en EEC:
Girardot y Fusagasuga. Las conclusiones principales fueron: la calidad de la forma de onda
de la tension residencial y comercial es satisfactoria, en la industria se encuentran problemas
aparentemente relacionados con hornos de arco de las plantas metalurgicas, la calidad de
la magnitud de la tension es inadecuada, existen sobretensiones y escasa operacion de los
sistemas automaticos de regulacion, se encontraron niveles satisfactorios de reactivos, este
estudio no incluyo el registro de sags o elevaciones de tension.
El grupo de investigacion PAAS-UN2 de la Universidad nacional de Colombia como resul-
tado del estudio PQB 3 en 2005 [4], obtiene indicadores para las perturbaciones, distorsion
armonica total e individual en tension y corriente, desbalance en tension y corriente, varia-
ciones de tension de corta y larga duracion, variaciones de frecuencia, flicker, corrientes de
neutro, factor de potencia, distorsion total de la demanda y factor de potencia, las medicio-
nes se realizaron en 20 usuarios de tipo comercial e industrial durante un ciclo de trabajo
(aproximadamente 8 horas) para cada uno de ellos.
En 2009, en un trabajo conjunto de CODENSA S.A. E.S.P. y la Universidad Nacional de
Colombia, luego de 3 anos de trabajo, se logra la implementacion y puesta en marcha de un
sistema integral de gestion de calidad de potencia [5], este sistema surge como respuesta a
la exigencia regulatoria hecha por la CREG en 2005 [15]. Este sistema integra equipos que
cumplen los requerimientos para mediciones clase A, segun IEC, se encuentran distribuidos
en cerca de 250 subestaciones de distribucion en Bogota, correspondientes a todo el sistema
de distribucion del principal operador de red de Colombia. Este trabajo trajo como resul-
tados el desarrollo de herramientas de analisis de informacion y aportes a la normalizacion
nacional [8], sin embargo, dada la importancia estrategica de esta informacion para CODEN-
SA, la publicacion de resultados y la divulgacion de tendencias, cifras o una evaluacion de
las condiciones de calidad ha sido muy restringida [56].
2Programa de investigacion sobre adquisicion y analisis de senales3Calidad de la potencia electrica: monitoreo y analisis para la estimacion de indicadores en Bogota
98 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
Finalmente, en 2009 la Superintendencia de Servicios publicos como parte de sus funciones
de control, contrato un estudio para determinar las condiciones de calidad de potencia en el
paıs [57], dentro de la muestra se incluyeron 135 mediciones en un periodo de 6 meses para
los operadores de red Centrales electricas de Narino S.A. E.S.P., CODENSA S.A. E.S.P.,
Companıa electrica del Tolima S.A. E.S.P., Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P., Empresas
municipales de Cali E.I.C.E. E.S.P., Empresas publicas de Medellın S.A. E.S.P., las medi-
ciones fueron realizadas por los mismos operadores de red, en el lado de baja tension de los
trasformadores de distribucion, los parametros tenidos en cuenta fueron: Tension de estado
estable, distorsion total e individual armonica de tension y corriente y factor de potencia.
Dadas las funciones de control de esta entidad se buscaron incumplimientos de los opera-
dores de red en el servicio prestado a los usuarios, teniendo como referencia la regulacion
vigente. Este estudio ordeno la correccion de los problemas encontrados directamente a cada
operador de red; como conclusion general, este estudio hace varias recomendaciones al ente
regulador, en relacion a los parametros de calidad de potencia que se registran, muestra
indicadores de cumplimiento e incumplimiento para cada operador de red y se constituye en
uno de los primeros estudios con los que la superintendencia de servicios se acerca al control
y vigilancia de las condiciones de calidad de potencia en Colombia de entre otras.
B.4.2. Resolucion 024 de 2005, propuesta regulatoria de calidad de
potencia
En 2005, luego de consultas con operadores de red, universidades, empresas, entes publicos
y privados la CREG ordena la primera directiva para el establecimiento de una regulacion
de calidad de potencia en un mediano plazo, en la resolucion 024 de 2005, se ordena la
instalacion de un sistema de monitoreo de perturbaciones de calidad de potencia, se eligen
las variables de calidad de potencia que deben ser registradas y se explica la metodologıa de
medicion y reporte de informacion.
El ente regulador propone iniciar con una regulacion basada en el autocontrol. el fundamen-
to de esta propuesta es hacer que las propias empresas dirijan sus esfuerzos a resolver los
problemas de calidad de potencia en aquellos circuitos donde los parametros seleccionados
senalen mayores dificultades, sin entrar desde el principio a generar incentivos de compensa-
cion economica al usuario. Para la CREG es claro que se requiere de mucha automatizacion,
fluidez y confiabilidad de la informacion reportada por lo operadores de red.
Como antecedente de esta resolucion el ente regulador, en el documento CREG 042 de 2004
“Calidad de potencia ”, propone la utilizacion del indicador Pst argumentando que “... uti-
lizar el PST como indicador de calidad de la potencia es de gran utilidad ya que es unico
para fluctuaciones de tension y parpadeo (flicker) y puede cubrir tanto sobretensiones como
B.4 Monitoreo de calidad de potencia en Colombia 99
subtensiones a diferencia de otros indicadores; es independiente de la distorsion armonica
de tension; utiliza como rango de percepcion el ojo humano; se vale de una metodologıa
automatica que no requiere calculos externos y es capaz de entregar una evaluacion de la
severidad relativa del parpadeo y de las fluctuaciones de tension ocurridas en un interva-
lo de 10 minutos; es independiente de la frecuencia fundamental (50 Hz o 60 Hz) y utiliza
tratamientos estadısticos para llevar a cabo el analisis historico y el seguimiento del sistema. ”
Sin duda, esta propuesta causo una gran polemica, ya que, este tipo de argumentacion para
la evaluacion de calidad de potencia es unica en la regulacion a nivel internacional y no hay
estudios ni normatividad que apoyen los argumentos de la CREG.
Las variables seleccionadas por el ente regulador para ser monitoreadas son sags, swells, inte-
rrupciones, desviaciones de corta y larga duracion, Pst, desbalance de tension y THDv. Las
caracterısticas del sistema de monitoreo, el sistema de comunicaciones, los plazos de insta-
lacion de los equipos y la cobertura del sistema de monitoreo de calidad de potencia pueden
ser consultados en la resolucion 024 de 2005, a continuacion explicaremos los formatos de
las registros de calidad de potencia, ya que, su comprension es necesaria en el desarrollo de
capıtulos posteriores.
El cumplimiento de la resolucion 024 de 2005 de la CREG no fue una tarea facil para los
operadores de red, en varias ocasiones la CREG, como resultado de solicitudes de los ope-
radores de red, debio realizar aclaraciones, posponer los plazos de cumplimiento, entre otras
medidas [58, 59, 60].
Luego de cerca de 5 anos del inicio de las mediciones de calidad, en 2010, la CREG, en la
circular 043 de 2010 [61] “Presentacion resultados estudio de calidad de la potencia electri-
ca”publica el estudio de diagnostico de las mediciones de calidad de potencia para un grupo
de operadores de red seleccionados, este documento incluye un informe oficial muy completo
sobre el estado del sistema de monitoreo para todos los operadores del paıs, un resumen de
las actividades, ası como una propuesta sobre la metodologıa de evaluacion de calidad de
potencia etc.
Finalmente, en la circular 066 de 2010 [62], la CREG ordena la realizacion de un estudio
de diagnostico propio que realizo cada operador de red sobre su sistema, este estudio fue
realizado con datos de mediciones de 2009; como aspecto a resaltar de este estudio, es un
nueva propuesta de indicadores de calidad que usara la CREG para la evaluacion de calidad
de potencia, en terminos generales, cada perturbacion medida (incluso la variable THDv,
que no es reportada semanalmente en los archivos CREG) tiene un indicador que condensa
en primera instancia los valores medidos cada 10 min. A un valor semanal, luego, se realiza
una ponderacion usando el valor de energıa de entrada en el punto de medida y finalmente
100 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
cada indicador semanal, hace parte del calculo de un indicador general por perturbacion
para el periodo de medida y para cada nivel de tension.
B.5. Sistema de monitoreo de calidad de potencia de
CODENSA S.A. E.S.P.
El sistema de monitoreo de calidad de potencia de CODENSA S.A. E.S.P. comprende la
integracion de 2 sistemas de comunicaciones uno para las subestaciones de alta tension a
media tension (AT/MT) con cobertura de fibra optica y un segundo sistema para las subes-
taciones media tension a media tension (MT/MT) con cobertura inalambrica GPRS ambos
sistemas son manejados desde un sistema centralizado. Para las subestaciones con cobertura
de fibra optica se emplean canales de comunicacion de 64Kbps, mientras que para las sedes
con cobertura inalambrica se emplean canales de comunicacion de la red GPRS de un pro-
veedor comercial celular, de esta forma se logra la interconexion con el centro de control [26].
La interconexion entre las subestaciones MT/MT y el centro de control se logra median-
te a un enlace de comunicaciones de fibra optica existente entre CODENSA - COMCEL
(operador celular), y la plataforma de comunicacion AXON que provee conectividad punto-
multipunto-GPRS, ademas de la gestion de comunicacion de los canales. Este plataforma
de comunicacion provee canales transparentes directamente utilizados por las aplicaciones
del centro de control, es decir, el direccionamiento y la comunicacion GPRS es manejado
por la plataforma de comunicacion AXON y el protocolo de aplicacion es manejado por un
desarrollo independiente hecho por Synapsis Colombia. La aplicacion desarrollada interroga
masivamente los medidores y entrega la informacion en un formato apropiado para que las
aplicaciones del centro de control la puedan analizar. Estas aplicaciones del centro de con-
trol se han implementado sobre el software PI de OSISoft 4 en el cual se realizan todos los
procesos de calculo, visualizacion, generacion de reportes y manejo de historicos.
La plataforma AXON es un software de comunicaciones que establece, gestiona y mantiene
las conexiones GPRS con los equipos remotos en campo, se compone de diferentes servicios
que permiten realizar una interfaz con los equipos en campo a traves de la red celular, per-
mite procesar los datos obtenidos y entregarlos en los formatos adecuados para los diferentes
aplicativos.
4OSIsof es un fabricante a nivel mundial de aplicaciones en software para el manejo de informacion entiempo real, ofrece aplicaciones en lınea para la distribucion de datos a traves de redes corporativas ointernet dando la posibilidad de compartir la informacion para aplicaciones empresariales, esta companıacuenta con cerca de 14000 clientes en los sectores de manufactura, energıa, ciencias sociales, procesosindustriales, entre otros. www.osisoft.com
B.6 Caracterısticas de las mediciones de calidad de potencia 101
El sistema integra 170 medidores de las subestaciones AT/MT (Fibra Optica) y 120 medido-
res de las subestaciones de MT/MT (GPRS). De los 290 medidores se descarga la informacion
de forma diaria de parametros y eventos de calidad de potencia almacenados en el medidor y
se cargan en la base de datos de PI OSISoft, la cual es procesada y analizada para visualizar
y generar los reportes respectivos semanalmente.
La red de comunicaciones para las subestaciones AT/MT esta compuesta por switch y rou-
ters que forman una LAN, que a su vez se integra a la red corporativa de CODENSA S.A.
E.S.P. y permite a la interfase desarrollada, extraer la informacion guardada en el medidor
y entregarla para el procesamiento y generacion de reportes.
La red de comunicaciones para las subestaciones MT/MT esta compuesta de un terminal de
comunicacion GPRS Siemens TC65T, el cual posee una aplicacion desarrollada en Java que
permite crear un canal transparente con la plataforma de comunicacion AXON y permite
enlazar los medidores instalados en las subestaciones, estos a su vez estan interconectados
por el bus universal RS485, igualmente la interfase desarrollada extrae la informacion y la
entrega su procesamiento al centro de control.
B.6. Caracterısticas de las mediciones de calidad de
potencia
La propuesta regulatoria de la CREG, tiene como base en la evaluacion de un indicador de
continuidad de la forma de onda, entendiendo como discontinuidad, a la desviacion de la
forma de onda real (de tension) en relacion con la forma de onda estandar sinusoidal pura de
la tension; la evaluacion de estas desviaciones se evalua utilizando el ındice de perceptibilidad
de corto plazo Pst [63]. El Pst es un indicador para la evaluacion de la impresion de inestabi-
lidad de la sensacion visual inducida por un estımulo de luz cuya luminancia o distribucion
espectral varıa en el tiempo, denominado flicker [7]; para un periodo de observacion de 10
min. El valor Pst es obtenido a partir de un tratamiento estadıstico sobre las mediciones de
fluctuaciones sobre la senal de tension.
En el documento 017 de 2005 [63] el ente regulador explica una serie de ventajas en el uso de
este indicador como un indicador general de calidad de potencia, este hecho ha sido tema de
debate a nivel nacional [63, 64, 65]. Ademas de las mediciones del indicador Pst, la resolucion
024 de 2005 exige la medicion de los siguientes parametros de calidad de potencia:
Indicador THDv en el barraje, de acuerdo con [66].
102 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
Relacion entre la tension de secuencia negativa y la tension de secuencia positiva en el
barraje con desempeno clase A (segun [7]).
Sags y picos de acuerdo con [7], con desempeno clase A.
Continuidad del servicio (frecuencia y duracion de interrupciones superiores a 1 minuto)
Tension rms, con capacidad de medir desviaciones de tension, por debajo del 90% de
la tension nominal y superiores al 110% de esta, para duraciones mayores a un minuto.
Indicador PST, de acuerdo con [7], o al menos capaz de adquirir informacion de la onda
con una velocidad de muestreo de 1024 muestras por segundo y permitir descargar esta
informacion, para ser procesada por un programa suministrado por la CREG.
Ademas de las especificaciones listadas, los equipos de monitoreo debe estar dotados con un
sistema de procesamiento de datos capaz de realizar descargas automaticas de informacion y
de generar automaticamente los reportes de informacion para ser enviados a la CREG. Los
equipos de monitoreo deben ser instalados en el 100% de las barras de las subestaciones de
los niveles de tension 4, 3 y 2, ası como en el 100% de los circuitos en los niveles de tension
4, 3 y 2, que cuenten con las respectivas unidades constructivas reconocidas. El inicio de
los reportes de mediciones de calidad de potencia a la CREG inicio en octubre de 2007, los
reportes estan conformados por 2 archivos de texto plano denominados CEL y ET.
B.6.1. Archivos de reporte de mediciones
La informacion de calidad de potencia proviene de una etapa de post-procesamiento de
las mediciones hecha por una aplicacion de gestion de la informacion de la Empresa, no
directamente de los equipos de calidad de potencia ubicados en las subestaciones, este post-
procesamiento es necesario, ya que, las mediciones en crudo tienen un formato distinto al
solicitado por la CREG, como consecuencia, al procesar las mediciones se genera una perdida
de una parte de la informacion en la estampa de tiempo de los eventos en tension.
Archivos CEL
En los acrhivos CEL se reportan los parametros Pst, desbalance de tension, interrupciones y
desviaciones estacionarias de tension, el formato de este archivo se muestra en la tabla B.6.1
Fecha Hora NI DI NDET DDET Pst R Pst S Pst T V2/V1dd/mm/aaaa hh:mm 0 0 0 0 0 0,00 0,00 0,0000
Tabla B-1.: Estructura archivo de reporte de mediciones CEL
B.6 Caracterısticas de las mediciones de calidad de potencia 103
Para cada intervalo de 10 minutos se registra la fecha y hora en la cual comienza el perıodo de
evaluacion, el numero de interrupciones que comenzaron en el intervalo y la duracion total
de las interrupciones durante este (en segundos), el numero de desviaciones estacionarias
de tension (DET) que comenzaron en el intervalo, y la duracion total de las DET durante
este (en segundos), el valor del PST para cada fase medida, con dos cifras decimales, y el
valor de la relacion V 2
V 1, con cuatro cifras decimales, esta informacion es almacenada en un
archivo “csv”que es nombrado CEL Semana j PM.csv; donde j corresponde al numero de
la semana, y PM corresponde al nombre del punto de medida. Es claro que para cada punto
de medida se contara con un archivo de mediciones CEL, que contendra 1008 renglones, uno
para cada periodo de 10 minutos de mediciones.
Archivos ET
En los archivos ET se reportan los sags y elevaciones de tension, en donde un evento en
tension es una desviacion positiva o negativa de la tension rms, normalizada respecto a la
tension deslizante Usr [7], se registra el valor normalizado en cada una de las fases con cuatro
cifra decimales y la duracion del evento en segundos con dos cifras decimales, el formato de
este archivo se muestra en la tabla B.6.1. La informacion de los registros de sags y elevaciones
de tension se almacena en un archivo “.csv”que es nombrado ET Semana j PM.csv; donde
j corresponde al numero de la semana, y PM corresponde al nombre del punto de medida.
Fecha Hora DV R DV S DV T TETdd/mm/aaaa hh:mm 0,00% 0,00% 0,00% 0,00
Tabla B-2.: Estructura archivo de reporte de mediciones ET
En el caso especıfico de las mediciones de CODENSA, los formatos estipulados por la CREG
no fueron seguidos estrictamente, los motivos que llevaron al cambio de los formatos no
fueron claros a lo largo del desarrollo de este trabajo, pero se considera que se debio a una
confusion en la interpretacion de la resolucion en la etapa del diseno de las aplicaciones
de post-procesamiento de la informacion. Los cambios en los formatos se encuentran en los
archivos de reporte de mediciones ET, la tabla B-3 muestra los cambios introducidos.
Fecha Hora DV R DV S DV T TETdd/mm/aaaa hh:mm 0,0000 0,0000 0,0000 0,00
Tabla B-3.: Estructura archivo de reporte de mediciones ET, CODENSA
Los cambios se encuentran en la forma en que se almacenan los valores de tension, el forma-
to solicitado por la CREG, requiere que se almacene la tension mınima registrada durante
el evento, estandarizada respecto de la tension Usr definida en el estandar IEC 61000-4-30
104 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
[7], sin embargo, en los archivos reportados por CODENSA se almacena la tension de fase
registrada en voltios con cuatro cifras decimales.
En los archivos ET, a diferencia que en los archivos CEL, no es posible determinar de an-
temano el numero de registros que se tendra en cada archivo de mediciones, ya que, no es
posible conocer de antemano el numero de eventos que ocurriran para cada semana, por
ejemplo, en el caso de que no haya ningun evento de tension para una semana en particular,
se tendra un archivo de texto que sera nombrado de acuerdo al nombre la subestacion, el
numero de semana de medicion correspondiente, pero sin ningun contenido.
Analisis mediciones de calidad de potencia de CODENSA S.A. E.S.P.
Las mediciones de calidad de potencia normalmente se disenan con el animo de registrar
os parametros sobre los cuales se tiene o se tendra algun tipo de control por parte de los
organismos de control, dado que el monitoreo se realiza de una forma continua a los largo de
varios anos, las bases de datos son grandes colecciones e informacion que pueden o no cam-
biar de estructura a lo largo del tiempo y son susceptibles de contener algun tipo de errores,
en este sentido la base de datos que maneja CODENSA S.A. E.S.P. es la base de datos de
mediciones de calidad de potencia en Colombia, por lo que, el analisis de esta informacion
representa un gran reto y una oportunidad de obtener tendencias y comportamiento tanto
para el operador de red, el ente de control y para los investigadores en el tema de calidad de
potencia.
A inicios de 2011 en una colaboracion entre CODENSA S.A. E.S.P., el grupo PAAS-UN y
el grupo eXIT de la Universitat de Girona, se realizo un trabajo de analisis de la base de
datos de mediciones de CODENSA S.A. E.S.P. los resultados de esta investigacion aun no se
encuentran publicados, pero se espera sean publicados en el evento IEEE-PES ISGT Europe
2011 [67]; aunque los resultados principales de la investigacion no tienen mayor relacion con
este trabajo, mencionaremos algunos resultados sobre el analisis preliminar de la base de
datos.
El analisis se realizo para el lapso completo de mediciones, en ella se encuentran registros
desde octubre de 2007 a diciembre de 2009, en total se reviso un 51% de las mediciones, las
relacionadas con eventos de tension, se revisaron 279 subestaciones en los niveles de tension,
los principales errores encontrados corresponden a registros repetidos, valores de tension
negativos, eventos de tension con valores negativos y registros con informacion completa,
eventos con duracion excesiva, etc.
Vale la pena mencionar el caso de 2 puntos de medida ubicados en la zona de Bogota y en
B.6 Caracterısticas de las mediciones de calidad de potencia 105
el mismo nivel de tension que abarca este trabajo: 11,4kV las figuras B-6 y B-7 muestran
los diagramas de duracion versus magnitud para dos puntos de medida, en la figura B-6 se
observa que la distribucion de eventos se muestra de una manera extrana, no se observan
eventos en ninguna parte del diagrama a excepcion de la parte superior, se presentan 28277
eventos lo que es un numero de eventos relativamente alto, aproximadamente 40 evento dia-
rios durante los 2 anos de medicion.
La figura B-7 muestra el mismo diagrama para otro punto de media, en este si observa una
mayor dispersion en las mediciones, sin embargo el numero de eventos tambien es bastante
alto, en total 23681. En este momento no es posible determinar si el numero de eventos
en estas subestaciones sea real o se deba a algun problema en el sistema de medida; si es
ası es esperable que el numero total de eventos que ocurren en Bogota se reduzcan en un
porcentaje importante.
Figura B-6.: Grafico duracion magnitud para punto de medida FOB1211.
106 B Anexo: Monitoreo de calidad de potencia en sistemas de distribucion
Figura B-7.: fig:Grafico duracion magnitud para punto de medida FOB1111.
C. Anexo: Histograma de numero de
sags de tension a causa de rayos
108 C Anexo: Histograma de numero de sags de tension a causa de rayos
Numero de sags Frecuencia % % acumulado1 2542 41.93% 41.93%2 1275 21.03% 62.97%3 782 12.90% 75.87%4 486 8.02% 83.88%5 213 3.51% 87.40%6 207 3.41% 90.81%7 76 1.25% 92.07%8 94 1.55% 93.62%9 82 1.35% 94.97%10 37 0.61% 95.58%11 27 0.45% 96.02%12 34 0.56% 96.59%13 20 0.33% 96.92%14 20 0.33% 97.25%15 51 0.84% 98.09%16 8 0.13% 98.22%17 10 0.16% 98.38%18 14 0.23% 98.61%19 4 0.07% 98.68%20 2 0.03% 98.71%21 3 0.05% 98.76%23 3 0.05% 98.81%24 10 0.16% 98.98%26 4 0.07% 99.04%27 16 0.26% 99.31%28 13 0.21% 99.52%30 1 0.02% 99.54%31 2 0.03% 99.57%32 1 0.02% 99.59%33 4 0.07% 99.65%35 2 0.03% 99.69%36 2 0.03% 99.72%37 1 0.02% 99.74%38 2 0.03% 99.77%39 1 0.02% 99.79%40 1 0.02% 99.80%41 1 0.02% 99.82%42 2 0.03% 99.85%43 1 0.02% 99.87%44 1 0.02% 99.88%45 2 0.03% 99.92%51 1 0.02% 99.93%53 2 0.03% 99.97%66 1 0.02% 99.98%144 1 0.02% 100.00%
y mayor... 0 100.00%
Tabla C-1.: Histograma de sags de tension a causa de rayos
Bibliografıa
[1] Betz Hans Dieter, Schumann Ulrich, and Laroche Pierre. Lightning, Principles, Ins-
truments and Applications, Review of Modern Lightning Research. Springer, EEUU,
2009.
[2] L. Gallego, H. Torres, A. Pavas, D. Rondon, G. Cajamarca, and D. Urrutia. A metho-
dological proposal for monitoring, analyzing and estimating power quality indices: the
case of bogota-colombia. In IEEE, Power Tech, Russia, 2005.
[3] L. Gallego, H. Torres, A. Pavas, D. Urrutia, G. Cajamarca, and Rondon D. Monitoring
and analysis for estimating power quality indicators in bogota-colombia. In IEEE,
Congreso Internacional de la region Andina, ANDESCON, Bogota-Colombia, 2004.
[4] Programa de investigacion sobre adquisicion y analisis de senales PAAS-UN. Calidad de
la potencia electrica: monitoreo y analisis para la estimacion de indicadores en bogota.
informe final de proyecto de investigacion, universidad nacional de colombia, codensa
s.a. e.s.p., colciencias, creg, 2005.
[5] Programa de investigacion sobre adquisicion y analsis de senales PAAS-UN. innova-
cion tecnologica en gestion integral de calidad de energıa. informe final de proyecto de
investigacion, universidad nacional de colombia, codensa s.a. e.s.p., colciencias, 2009.
[6] Institute of Electrical IEEE and Electronics Engineers. Recommended practice for
monitoring electric power quality, ieee 1159, 2009.
[7] International Electrotechnical Commission IEC. Electromagnetic compatibility (emc) -
part 4-30: Testing and measurement techniques - power quality measurement methods,
2008.
[8] Instituto colombiano de normas tecnicas y certificacion ICONTEC. Norma tecnica co-
lombiana ntc-5001, calidad de la potencia electrica. lımites y metodologıa de evaluacion
en punto de conexion comun., 2008.
[9] H. Torres S. El Rayo: mitos, leyendas, ciencia y tecnologıa. Unibiblos, Bogota, 2002.
[10] G. E. Perez. Avances en el modelamiento y experimentacion de tensiones inducidas en
redes de distribucion. Tesis de doctorado, Universidad Nacional de Colombia, Bogota,
2006.
110 Bibliografıa
[11] M. Paolone, F. Rachidi, A. Borghetti, C.A. Nucci, M. Rubinstein, V.A. Rakov, and
M.A. Uman. Lightning electromagnetic field coupling to overhead lines, theory, nume-
rical simulations, and experimental validation. In Electromagnetic Compatibility, IEEE
Transactions on, Volume 51, Issue 3, pages 532-547, 2009.
[12] Institute of Electrical IEEE and Electronics Engineers. Ieee guide for improving the
lightning performance of electric power overhead distribution lines, ieee 1410, 2011.
[13] H. Torres and L Barreto. Spatial and temporal dependence of lightning parameters,
documento de discusion cigre, wg 33-01, 1996.
[14] H. Torres, L. Barreto, D. Rondon, and W. Briceno. Spatial and temporal analysis of
ground flash density in tropical zone. In International Symposium on High Voltage Eng.
10th ISH, Montreal, Canada, 1997.
[15] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Resolucion 024, 2005.
[16] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Resolucion 098, 2008.
[17] H. Torres. Consulta fenomeno flashover, en linea, 9 de abril, comunicacion personal,
2011.
[18] H. Torres S. Proteccion contra rayos, segunda edicion. Universidad Nacional de Colom-
bia, ICONTEC, Bogota, 2010.
[19] F. Napolitano. Correlating lightning with voltage dips and faults in power networks. In
Next Generation Conference, Zurich, 4 - 7 September, 2009.
[20] C.A. Nucci. Inferring the correlation between lightning events and voltage dips in
distribution networks. In International Symposium on Lightning Protection, IX. Foz do
Iguacu, Brazil, 26-30 November, 2007.
[21] L. A. Sanchez. Modelo de falla para el sistema de distribucion de mt de codensa s.a.
e.s.p por efecto del clima. In online, ftp://labelec.uniandes.edu.co, 2010.
[22] M. A. Rios, D. S. Kirschen, D. Jayaweera, D. P. Nedic, and R. N. Allan. Value of security:
Modeling time-dependent phenomena and weather conditions. In Power Engineering
Review, IEEE, Volume: 22 Issue:7, 2002.
[23] E. Katz and D. Kottick. Integration of power quality monitoring and lightning detection
systems in israel. In X International Symposium on Lightning Protection, 9th-13th
November, Curitiba, Brazil, 2009.
[24] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Resolucion 025, 1995.
Bibliografıa 111
[25] N. V. Barrera, I.Y. Gu, M.H.J. Bollen, and J. Melendez. Feature characterization of
power quality events according to their underlying causes. In Harmonics and Quality
of Power (ICHQP), 2010 14th International Conference on, 2010.
[26] Synapsis Colombia. Calidad de energıa, 2008.
[27] Grupos de investigacion PAAS-UN y GIMEL. Red colombiana de informacion de tor-
mentas, fase i: Sistema piloto bogota, medellın y manizales; informe final., 2009.
[28] F. Roman, Gonzales M., D. Paloma, and J. Guarın. Lınea experimental para el estu-
dio de los rayos, proyecto leer, artıculo seleccionado para participar en las ix jornadas
nacionales de energias, 2005.
[29] Instituto colombiano de normas tecnicas y certificacion ICONTEC. Proteccion contra
rayos, principios generales, ntc-4552, parte 1, 2004.
[30] E. H. Lay, R. H. Holzworth, C. J. Rodger, J. N. Thomas, O. Pinto, and R. L. Dow-
den. Wwll global lightning detection system: Regional validation study in brazil. In
Geophysical Research Letters, vol. 31, L03102, doi:10.1029/2003GL018882, 2004.
[31] S. F. Abarca, K. L. Corbosiero, and T. J. Galarneau. An evaluation of the world-
wide lightning location network (wwlln) using the national lightning detection net-
work (nldn) as ground truth. In Journal of Geophysical Research, vol. 115, D18206,
doi:10.1029/2009JD013411, 2010.
[32] S. Ramırez and E. Cano. Calidad del servicio de energıa electrica. Universidad Nacional
de Colombia, Manizales, 2006.
[33] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Documento 071, 2008.
[34] C. Magono. Thunderstorms. Elsevier Scientific Pub. Co., EEUU, 1980.
[35] D. Aranguren. Estudio del fenomeno electrico atmosferico a traves del campo electrico
ambiental. Tesis de maestrıa, Universidad Nacional de Colombia, Bogota, 2006.
[36] B. Briceno, L. Porras, A. M. Trejos, and A. Sanchez. Anali-
sis de parametros del rayo sobre una aplicacion s.i.g. In online,
http://proceedings.esri.com/library/userconf/latinproc99/ponencias/ponencia43.html,
1999.
[37] C. Younes. Evaluacion de parametros del rayo con mediciones terrestres y satelitales
para Colombia. Tesis de maestrıa, Universidad Nacional de Colombia, Bogota, 2002.
[38] J. C. Gallego. Parametros de las descargas electricas atmosfericas en Colombia. Tesis
de pregrado, Universidad Nacional de Colombia, Medellın, 2010.
112 Bibliografıa
[39] E. H. Lay, R. H. Holzworth, C. J. Rodger, J.N. Thomas, O. Pinto, and R. L. Dowden.
Wwll global lightning detection system, regional validation study in brazil. In Geophys.
Res. Lett., 31(3), L03102, 10.1029/2003GL018882, 2004.
[40] A. R. Jacobson, R. H. Holzworth, J. Harlin, R. Dowden, and E. Lay. Performance
assessment of the world wide lightning location network (wwlln), using the los alamos
sferic array (lasa) as ground truth. In J. Atmos. and Oceanic Tech., A-731, 2006.
[41] C. J. Rodger, J. B. Brundell, and R. Dowden. Location accuracy of long distance vlf
lightning location network: Post algorithm upgrade. In Ann. Geophys., 23(2), pages
277–290, 2005.
[42] C. J. Rodger, S. Werner, J. B. Brundell, E. H. Lay, N. R. Thomson, R. H. Holzworth,
and R. L. Dowden. Detection efficiency of the vlf world-wide lightning location network
(wwlln) initial case study. In Ann. Geophys., 24, pages 3197–3214, 2006.
[43] C. J. Rodger, J. B. Brundell, R. L. Dowden, and N. R. Thomson. Location accuracy of
long distance vlf lightning location network. In Annales Geophysicae, 22, pages 747–758,
2002.
[44] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Circular 061, 2010.
[45] U. Ammeter, J. Hanzlik, J. Meyer, and J. Zierlinger. Methods for the assessment
of emission levels for disturbing installations connected to low and medium voltage
networks. In 20th International Conference on Electricity Distribution, Prague, 2009.
[46] B. Bartak, Hansjorg H., and J. Meyer. D-a-ch-cz technical rules for the assessment of
network disturbances, verband der elektrizitatsunternehmen Osterreichs, 2007.
[47] J. Bollen, M. H. Understanding power quality problems: voltage sag and interruptions.
IEEE Press, New York, 2000.
[48] J. Manson and Targosz R. European power quality survey report, european copper
institute, 2008.
[49] O. K. Don and Brent H. M. Canadian national power quality survey: Frequency of
industrial and commercial voltage sags. In IEEE TRANSACTIONS ON INDUSTRY
APPLICATIONS, VOL. 33, NO. 3, pages 622–627, 1997.
[50] S.Z. Djokic and J.V. Milanovic. Advanced voltage sag characterisation. part i: Phase
shift. In Generation, Transmission and Distribution, IEE Proceedings, Issue:4, 2006.
[51] L. Guasch. Efectos de los huecos de tension en las maquinas de induccion y en los
transformadores trifasicos. Tesis de doctorado, Universitat Politecnica de Catalunya
Departament de Enginyeria Electrica, Barcelona, Espana, 2006.
Bibliografıa 113
[52] J.G. Herrera. Nuevas aproximaciones en el calculo de tensiones Inducidas por descargas
electricas atmosfericas. Tesis de doctorado, Universidad nacional de colombia, Bogota,
Colombia, 2006.
[53] D. Djalel, H. Ali, and C. Faycal. The return-stroke of lightning current, source of
electromagnetic fields (study, analysis and modelling). In American Journal of Applied
Sciences 4 (1): 42-48, 2007.
[54] ENERSIS Gerencia de procesos tecnicos lınea de negocios de distribucion regional. Con-
vergencia de criterios de diseno redes de media tension, 2002.
[55] Associates Christensen, S.A. Econometrıa, and S.A. Consultores Unidos. Asesorıa para
el desarrollo regulatorio para la calidad del servicio para el sector electrico colombiano,
resumen, publicado por comision reguladora de energıa y gas. 2000.
[56] O. Murillo, L. Luna, M. Romero, D. Jimenez, L. Gallego, E. Parra, and H. Torres.
Innovacion tecnologica en gestion integral de calidad de potencia. In V Simposio Inter-
nacional sobre la Calidad de la Energıa Electrica - SICEL, 2009.
[57] R. Antolinez and O. Murillo. Calidad de la potencia electrica, superintendencia de
servicios publicos domiciliarios, informe de consultorıa,, 2009.
[58] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Resolucion 110, 2005.
[59] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Resolucion 049, 2006.
[60] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Resolucion 016, 2007.
[61] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Circular 043, 2010.
[62] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Circular 066, 2010.
[63] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Documento 017, 2005.
[64] Comision reguladora de energıa y gas CREG. Documento 014, 2007.
[65] Programa de investigacion sobre adquisicion y analsis de senales PAAS-UN. Comen-
tarios al estudio utp-creg: Diagnostico de la calidad de potencia en la actividad de
distribucion de energıa electrica, universidad nacional de colombia, 2010.
[66] Institute of Electrical IEEE and Electronics Engineers. Recommended practices and
requirements for harmonic control in electrical power systems, ieee 519, 1992.
[67] V. Barrera, A. Pavas, and J. Melendez. Power quality assessment of the bogota distri-
bution network focused on voltage sags analysis. In sin publicar, 2011.
Declaracion
Me permito afirmar que he realizado la presente tesis de manera autonoma y con la unica
ayuda de los medios permitidos y no diferentes a los mencionados en la propia tesis. Todos
los pasajes que se han tomado de manera textual o figurativa de textos publicados y no
publicados, los he reconocido en el presente trabajo. Ninguna parte del presente trabajo se
ha empleado en ningun otro tipo de tesis.
Bogota, D.C., 08.05.2011
(Oscar Javier Murillo Sanchez)